Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta ...

ÍndiceÍndiceVolumen 3VII.1. SECTOR ENERGÍA (3ª Parte) 5VII.1.7. PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (1ª Parte) 5VII.1.7.1. Información General 5VII.1.7.2. Seguimiento de Observaciones-Acciones 15VII.1.7.3. Informes de las Auditorías de Desempeño 19VII.1.7.3.1. Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa 19VII.1.7.3.2.Programa Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos,Indicador Producción de Crudo y Gas 39VII.1.7.3.3. Proyectos de Exploración y Explotación de Petróleo en Chicontepec 129VII.1.7.4. Informes de las Auditorías Financieras y de Cumplimiento 183VII.1.7.4.1. Aplicación de Recursos a la Unidad Productiva Cantarell 2008 A 183VII.1.7.4.2. Buque-Tanque FPSO del Proyecto Integral Ku-Maloob-Zaap 209VII.1.7.4.3. Costos de Explotación y Gastos de Exploración por Investigacionesy Estudios 245VII.1.7.4.4. Costos de Explotación y Gastos de Exploración por Mano de Obra 279VII.1.7.4.5. Costos de Explotación y Gastos de Exploración de Yacimientospor Mantenimiento 319VII.1.7.4.6. Derecho Ordinario Sobre Hidrocarburos 359VII.1.7.4.7. Derechos Especiales en el Paleocanal de Chicontepec y en AguasProfundas 419VII.1.7.4.8. Ingresos por Ventas de Exportación de Petróleo Crudo 449VII.1.7.4.9. Inversiones en el Desarrollo y Explotación de Yacimientosde Petróleo Crudo y Gas Natural 499VII.1.7.4.10. Inversiones en Oleoductos, Gasoductos, Terminales, Transportey Tanques de Almacenamiento 561VII.1.7.4.11. Perforación y Cementación de Pozos 607VII.1.7.4.12. Proyecto de Exploración y Explotación en Aguas Profundas 621

Sector EnergíaVII.1.VII.1.7.VII.1.7.1.SECTOR ENERGÍA (3ª Parte)PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓ (1ª Parte)Información GeneralAtribucionesLa Ley de Petróleos Mexicanos, creada mediante Decreto publicado en el Diario Oficial de laFederación el 28 de noviembre de 2008, establece lo siguiente:“(…)Artículos Transitorios(…)Tercero. Los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos: PEMEX-Exploración y Producción;PEMEX-Refinación; PEMEX-Gas y Petroquímica Básica y PEMEX-Petroquímica continuaránrealizando sus actividades en cumplimiento de su objeto, garantizando los compromisos asumidos ylos que asuman en los Estados Unidos Mexicanos y en el extranjero, hasta en tanto el EjecutivoFederal emita los decretos de reorganización respectivos y determine lo conducente, con base en lapropuesta que le presente el Consejo de Administración.Mientras tanto continuarán vigentes los artículos 3o., 11, y 15 de la Ley Orgánica de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 16 de julio de1992, únicamente por lo que se refiere a dichos descentralizados y a su operación, en lo que no seopongan a la presente Ley. “De acuerdo a la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, publicada en elDiario Oficial de la Federación el 16 de julio de 1992, establece lo siguiente:“Artículo 3°. Se crean los siguientes organismos descentralizados de carácter técnico, industrial ycomercial, con personalidad jurídica y patrimonio propios, mismos que tendrán los siguientes objetos:I. Pemex-Exploración y Producción: exploración y explotación del petróleo y el gas natural; sutransporte, almacenamiento en terminales y comercialización;5

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008(…)Las actividades estratégicas que esta Ley encarga a Pemex-Exploración y Producción…, sólo podránrealizarse por estos organismos.Petróleos Mexicanos y los organismos descritos estarán facultados para realizar las operacionesrelacionadas directa o indirectamente con su objeto. Dichos organismos tendrán el carácter desubsidiarios con respecto a Petróleos Mexicanos, en los términos de esta Ley.”6

Sector EnergíaSituación PresupuestariaPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNSITUACIÓN PRESUPUESTARIAINGRESOS(Miles de pesos)Concepto de Ingreso2008 % Obtenido vs.Original Modificado Obtenido Original ModificadoDisponibilidad Inicial 125,126 192,947 192,947 154.2 100.0Recursos Propios 125,126 192,947 192,947 154.2 100.0Corrientes y de Capital309,489,340 365,380,521 367,295,789 118.7 100.5Venta de Bienes 309,489,340 265,316,489 262,200,588 84.7 98.8Ingresos Diversos - 100,064,032 105,095,201 - 105.0Endeudamiento Neto(1,813,040) (411,310) 1,334,045 (73.6) (324.3)TOTAL DE INGRESOS 307,801,426 365,162,158 368,822,781 119.8 101.0Concepto de Ingreso2007% Obtenido vs.Original Modificado Obtenido Original ModificadoDisponibilidad Inicial 89,442 72,747 72,747 81.3 100.0Recursos Propios 89,442 72,747 72,747 81.3 100.0Corrientes y de Capital295,596,953 329,864,797 340,024,634 115.0 103.1Venta de Bienes 290,615,951 312,360,158 321,303,381 110.6 102.9Ingresos Diversos 4,981,002 17,504,639 18,721,253 375.9 107.0Endeudamiento Neto(1,059,393) (1,261,165) (3,630,167) 342.7 287.8TOTAL DE INGRESOS 294,627,002 328,676,379 336,467,214 114.2 102.4Concepto de IngresoVARIACIÓN 2008 vs 2007Original % Modificado % Obtenido %Disponibilidad Inicial 35,684 39.9 120,200 165.2 120,200 165.2Recursos Propios 35,684 39.9 120,200 165.2 120,200 165.2Corrientes y de Capital13,892,387 4.7 35,515,724 10.8 27,271,155 8.0Venta de Bienes 18,873,389 6.5 (47,043,669) (15.1) (59,102,793) (18.4)Ingresos Diversos (4,981,002) (100.0) 82,559,393 471.6 86,373,948 461.4Endeudamiento Neto(753,647) 71.1 849,855 (67.4) 4,964,212 (136.7)TOTAL DE LA VARIACIÓN 13,174,424 4.5 36,485,779 11.1 32,355,567 9.6FUENTE: Cuenta de la Hacienda Pública Federal 2008 y 2007.Nota:La suma de los porcentajes puede no coincidir con el total por causa del redondeo.7

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNITUACIÓN PRESUPUESTARIAEGRESOS(Miles de pesos)Capítulo o Concepto de Gasto2008% Ejercido vs.Original Modificado Ejercido Original ModificadoServicios Personales 17,766,031 15,993,509 15,911,037 89.6 99.5Materiales y Suministros 40,011 1,902,083 1,892,570 4,730.1 99.5Servicios Generales 2,733,205 10,732,926 10,644,820 389.5 99.2Otros de Corriente 65,539,262 79,739,703 79,741,455 121.7 100.0Total de Corriente 86,078,509 108,368,221 108,189,882 125.7 99.8Inversión Física 75,275,492 49,938,703 49,938,603 66.3 100.0Total de Capital 75,275,492 49,938,703 49,938,603 66.3 100.0TOTAL DE EGRESOS 161,354,001 158,306,924 158,128,485 98.0 99.9Capítulo o Concepto de Gasto2007% Ejercido vs.Original Modificado Ejercido Original ModificadoServicios Personales 16,094,168 15,247,724 14,897,716 92.6 97.7Materiales y Suministros 95,411 1,299,323 1,211,571 1,269.8 93.2Servicios Generales 2,647,224 10,439,114 10,183,833 384.7 97.6Otros de Corriente 6,932,544 6,973,126 6,942,693 100.1 99.6Total de Corriente 25,769,347 33,959,287 33,235,813 129.0 97.9Inversión Física 51,397,552 25,436,197 25,667,016 49.9 100.9Total de Capital 51,397,552 25,436,197 25,667,016 49.9 100.9TOTAL DE EGRESOS 77,166,899 59,395,484 58,902,829 76.3 99.2Capítulo o Concepto de GastoVARIACIÓN 2008 vs. 2007Original Modificado EjercidoImporte % Importe % Importe %Servicios Personales 1,671,863 10.4 745,785 4.9 1,013,321 6.8Materiales y Suministros (55,400) (58.1) 602,760 46.4 680,999 56.2Servicios Generales 85,981 3.2 293,812 2.8 460,987 4.5Otros de Corriente 58,606,718 845.4 72,766,577 1,043.5 72,798,762 1,048.6Total de Corriente 60,309,162 234.0 74,408,934 219.1 74,954,069 225.5Inversión Física 23,877,940 46.5 24,502,506 96.3 24,271,587 94.6Total de Capital 23,877,940 46.5 24,502,506 96.3 24,271,587 94.6TOTAL DE LA VARI ACI ÓN 84,187,102 109.1 98,911,440 166.5 99,225,656 168.5FUENTE: Cuenta de la Hacienda Pública Federal 2008 y 2007.Nota:La suma de los porcentajes puede no coincidir con el total por causa del redondeo.8

Sector EnergíaSituación FinancieraPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNSITUACIÓN FINANCIERA(Miles de pesos)2008 2007Variación 2008 vs. 2007Importe % Importe % Importe %ACTI VOCirculante 517,315,720 65.8 413,885,014 58.8 103,430,706 25.0Fijo 268,046,143 34.1 263,972,370 37.5 4,073,773 1.5Otro 749,435 0.1 25,585,711 3.6 (24,836,276) (97.1)Suma el activo 786,111,298 100.0 703,443,095 100.0 82,668,203 11.8PASIVOA corto plazo 78,329,683 10.0 185,241,277 26.3 (106,911,594) (57.7)A largo plazo 250,358,995 31.8 243,096,946 34.6 7,262,049 3.0Suma el pasivo 328,688,678 41.8 428,338,223 60.9 (99,649,545) (23.3)PATRIMONIO 457,422,620 58.2 275,104,872 39.1 182,317,748 66.3Suman el pasivoy el patrimonio 786,111,298 100.0 703,443,095 100.0 82,668,203 11.8FUENTE: Secretaría de la Función Pública: Dictamen de Estados Financieros a las Instituciones de laAdministración Pública Federal, 2008.Nota:La suma de los porcentajes puede no coincidir con el total por causa del redondeo.9

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNESTADO DE RESULTADOS(Miles de pesos)2008 2007Variación 2008 vs. 2007Importe % Importe % Importe %Ingresos 1,137,751,791 100.0 912,229,890 100.0 225,521,901 24.7Costos 158,885,492 14.0 120,487,445 13.2 38,398,047 31.9978,866,299 86.0 791,742,445 86.8 187,123,854 23.6Gastos de Operación 31,124,651 2.7 33,409,816 3.7 (2,285,165) (6.8)Rendimineto de operación 947,741,648 83.3 758,332,629 83.1 189,409,019 25.0Resultado Integral de Financiamiento, neto 45,090,109 4.0 (30,912,462) (3.4) 76,002,571 (245.9)Otros Productos 1,776,102 0.2 1,768,465 0.2 7,637 0.4Rendimiento antes de impuestos, derechos ypartidas especiales 994,607,859 87.4 729,188,632 79.9 265,419,227 36.4Impuestos y derechos 761,683,139 66.9 663,549,438 72.7 98,133,701 14.8Rendimiento neto del ejercicio 232,924,720 20.5 65,639,194 7.2 167,285,526 254.9FUENTE:Nota:Secretaría de la Función Pública: Dictamen de Estados Financieros a las Instituciones de laAdministración Pública Federal, 2008.La suma de los porcentajes puede no coincidir con el total por causa del redondeo.10

Sector EnergíaFuncionesDe conformidad con lo establecido en la Cuenta Pública 2008 y la incorporación de los resultados delos indicadores del Sistema de Evaluación al Desempeño, PEMEX- Exploración y Producciónpresentó la siguiente información:Programa Presupuestario: B001 Producción de petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicosObjetivos del Programa Presupuestario:Fin: Asegurar un suministro de hidrocarburos que requiere el país.Propósito: Maximizar la extracción de hidrocarburos.Componente: Petróleo crudo producido.Indicador de desempeño: Producción de crudoMétodo del cálculoMedición del volumen deproducción de crudo en unaunidad de tiempoValor de la MetaOriginalValor de la MetaAlcanzada% Cumplimiento3 134.0 2 791.6 89.111

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Tipos de RevisiónEl C. Auditor Superior de la Federación, el C. Auditor Especial de Desempeño y el C. Auditor Especialde Cumplimiento Financiero notificaron al C. Director General de PEMEX- Exploración y Producción, lainclusión de esta entidad fiscalizada en el Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de laCuenta Pública, como sigue:OFICIO (S) DE INCLUSIÓNORDEN (ES) DE AUDITORÍANÚMERO FECHA NÚMERO FECHAAUDITORÍATÍTULOCUENTA PÚBLICAAECF/0675/2009AECF/0676/2009AECF/0731/20093 de Junio de20093 de Junio de200910 de Junio de2009297 Perforación y C ementación de Pozos370 Subcontratación de Serv icios Div ersosOASF/1029/20097 de May o de2009AECF/491/2009 304 Derecho Ordinario sobre H idrocarburosAECF/493/2009 306Derechos Especiales en el Paleocanal de C hicontepec y enAguas ProfundasAECF/494/2009 308Inv ersiones en el Desarrollo y Ex plotación de Yacimientos dePetróleo Crudo y Gas NaturalAECF/495/2009 309Inv ersiones en Oleoductos, Gasoductos, Terminales, Transporte yTanques de AlmacenamientoAECF/496/2009 310C ostos de Ex plotación y Gastos de Ex ploración porInv estigaciones y EstudiosAECF/497/2009 2 de Junio de 311 Ingresos por Ventas de Ex portación de Petróleo C rudoAECF/499/2009 2009314 Buque-Tanque FPSO del Proy ecto Integral Ku-Maloob-ZaapAECF/507/2009 322C ostos de Ex plotación y Gastos de Ex ploración por Mano deObraAECF/508/2009 323C ostos de Ex plotación y Gastos de Ex ploración de Yacimientospor MantenimientoAECF/0618/2009 475 Programa para Incrementar la Eficiencia Operativ aAECF/0619/2009 476 Proy ecto de Exploración y Ex plotación en Aguas ProfundasAECF/0620/2009 477 Trabajos en Plataformas Marinas con Apoy o de una EmbarcaciónAECF/513/2009 332 Aplicación de Recursos a la Unidad Productiv a C antarell 2008 AAECF/0681/20093 de Junio de2009346383Activ o C ANTARELL, 4 Proy ectos de Incorporación dePlataformasActiv o de Aceite Terciario del Golfo, Ex plotación de Yacimientosen C hicontepec12

Sector EnergíaOFICIO (S) DE INCLUSIÓNORDEN (ES) DE AUDITORÍANÚMERO FECHA NÚMERO FECHAAUDITORÍATÍTULOCUENTA PÚBLICAAECF/0588/2009386393397Plataforma de Perforación PP-LUM-A, en la Sonda deCampeche, Golfo de Méx icoProcura y Construcción de Oleoductos, Gasoductos yNitrogenoducto Marinos en la Sonda de Campeche, Golfo deMéxicoSuministro de Tubería de Rev estimiento, Producción, Perforacióny Serv icios de Inspección, Reacondicionamiento, Reparación,Mantenimiento y Custodia, Mediante el Esquema Justo a TiempoConstrucción de un Tanque de 500 MB TV-5001 para401Almacenamiento de Crudo May a en la Terminal M arítima dePajaritos, VeracruzConstrucción de Ductos en los C ampos Antiguo, Cañón,437Calabaza, Velero, C omitas, C uerv ito, C ulebra y /u Otros delActiv o Integral BurgosServ icios Integrales de Perforación y Terminación de Pozos deOASF/1029/20097 de May o de20092 de Junio de2009442Desarrollo con Equipo de Perforación de Pemex Exploración yProducción y del Contratista, así como Obras de Infraestructuraen la Región Norte del Activ o Integral Burgos449Construcción de Ductos en los C ampos del Área Central, Orientaly Occidental del Activ o Integral BurgosAECF/0554/2009451456458460463Construcción de Línea de C onducción, Cabezales y Amarres dePozos del Campo Jujo y Otros del Activ o Integral Bellota-JujoConstrucción de Línea de C onducción, Cabezales y Amarres dePozos de los C ampos Yagual Chinchorro y Otros del Activ oIntegral Bellota-JujoConstrucción de Oleogasoductos en el Activ o Integral SamariaLuna, Delta del Grijalv aTerminación de la Construcción, Sustitución del Oleogasoducto de16" de Diámetro x 54 Km. de la Batería Luna a la BateríaOx iacaque, Delta del GrijalvaConstrucción, Ampliación y Reacondicionamiento deLocalizaciones para la Perforación de Pozos Ex ploratorios y deDesarrollo del Activ o Integral Bellota-Jujo y Otros Activ os de laRegión Sur13

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008OFICIO (S) DE INCLUSIÓNORDEN (ES) DE AUDITORÍANÚMERO FECHA NÚMERO FECHAAUDITORÍATÍTULOCUENTA PÚBLICATrabajos de C ementaciones, Estimulaciones y BombeosDiv ersos en Pozos Localizados dentro de la Jurisdicción de las464U nidades Operativ as de Perforación y Mantenimiento de PozosReforma, C iudad Pemex , Delta del Tonalá y Otras de la Div isiónSurOASF/1029/20097 de May o de2009AECF/0554/20092 de Junio de2009467Rehabilitación y Reacondicionamiento de Instalaciones deProducción y Pozos, en los C ampos San Andrés, Faja de Oroy /u Otros del Activ o Integral Poza Rica-AltamiraTrabajos de Perforación Vertical y Direccional para Pozos469Petroleros Operados por la U nidad de Perforación yMantenimiento de Pozos en la Región N orte del Proy ecto PEPAceite Terciario del Golfo-PidiregasOASF/1029/20097 de May o de2009AECF/0644/2009AECF/0864/20093 de Junio de200922 de Junio de2009471485Proyecto PIDIREGAS EKB RMSO Rehabilitación yMantenimiento a Plataformas Costa Fuera en el Golfo de Méx ico,con Apoy o de una Plataforma SumergiblePrograma Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos yPetroquímicos, Indicador Producción de Crudo y GasOAED/DGAE/670/200913 de Julio de2009507Proy ectos de Ex ploración y Ex plotación de Petróleo enC hicontepecLas auditorías realizadas fueron tres de desempeño, catorce financieras y de cumplimiento y dieciochode inversiones físicas.14

Sector EnergíaVII.1.7.2.Seguimiento de Observaciones-Accionesa) Ejercicio 20081) Observaciones y Acciones emitidas en la revisión de la Cuenta Pública 2008Como resultado de las auditorías realizadas y de acuerdo con lo consignado en los informescorrespondientes, la Auditoría Superior de la Federación determinó 81 observaciones, de las cuales sederivan las acciones que a continuación se señalan:ACCIONES EMITIDASCUENTA PÚBLICA 2008Tipo de acciónNúmeroRecomendación 54Recomendación al Desempeño 24Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación Fiscal 6Solicitud de Aclaración 5Promoción de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria 13Pliego de Observaciones1Total103De las 103 acciones, 78 de ellas (75.7%) son recomendaciones de naturaleza preventiva y 25 (24.3%)de carácter correctivo. De éstas, 80 acciones deberán ser atendidas o solventadas por la entidadfiscalizada; 13 por la instancia interna de control respectiva; 1 por Petróleos Mexicanos; 3 por laCompañía Mexicana de Exploraciones, S.A. de C.V.; y 6 por el Servicio de Administración Tributaria,en los plazos y términos que establezcan las disposiciones legales aplicables y las notificacionesexpedidas por la Auditoría Superior de la Federación.15

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008b) Seguimiento de las Observaciones-Acciones emitidas en la revisión de ejercicios fiscales anteriores,con datos al 31 de diciembre de 2009ACCIONES EMITIDASCUENTA PÚBLICA DE LOS EJERCICIOS 2005 A 2007(DATOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009)Tipo de acción Emitidas 1/Atendidas, promovidas, sustituidas, bajas por resolución de autoridad competente, bajas pordenuncia de hechos, bajas por demanda y seguimiento concluido por fusión o acumulación.En proceso(Acciones concluidas ASF)Baja porSeguimientoSustituidas Resolución Baja porAtendidas oConcluidopor NuevadeDenunciaTotal % Total %Promovidaspor Fusión oAcción Autoridad de HechosAcumulaciónCompetenteRecomendación 314 299 0 0 0 0 299 95.2 15 4.8Recomendaciónal DesempeñoPromociónde Intervenciónde la Instanciade ControlSolicitudde Aclaración25 18 0 0 0 0 18 72.0 7 28.035 35 0 0 0 0 35 100.0 0 0.065 24 0 0 0 0 24 36.9 41 63.1TOTAL 439 376 0 0 0 0 376 85.6 63 14.41/ Incluye movimientos de operación.PROMOCIONES DE RESPONSABILIDADES ADMINISTRATIVAS SANCIONATORIASCUENTA PÚBLICA DE LOS EJERCICIOS 2002 A 2007(DATOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009)Promovidas 1/(Seguimiento Concluido)Con pronunciamientoSin pronunciamiento de la instanciade control competenteNúmero % Número % Número %80 100.0 80 100.0 0 0.01/ Incluye movimientos de operación.16

Sector EnergíaDENUNCIAS DE HECHOSCUENTA PÚBLICA DE LOS EJERCICIOS 2002 A 2007(DATOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009)Presentadas 1/(Seguimiento Concluido)1/ Incluye movimientos de operación.Ministerio Público(En proceso o con resolución)Órgano Jurisdiccional(En proceso o con resolución)Número Número % Número %0 0 0.0 0 0.0PLIEGOS DE OBSERVACIONESCUENTA PÚBLICA DE LOS EJERCICIOS 2002 A 2007(DATOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009)Seguimiento ConcluidoCon Fincamiento deEmitidos 1/SolventadosResponsabilidadesTotalEn procesoResarcitoriasNúmero % Número % Número % Total %29 16 55.2 0 0.0 16 55.2 13 44.81/ Incluye movimientos de operación.c) Resumen de Acciones emitidasRESUMEN DE OBSERVACIONES-ACCIONESCUENTA PÚBLICA DE LOS EJERCICIOS 2002 A 2007(DATOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009)Acciones Emitidas 1/ Atendidas, promovidas, sustituidas, bajas porresolución de autoridad competente, bajas pordenuncia de hechos, bajas por demanda,solventadas y presentadasseguimiento concluido por fusión o acumulación,(Acciones concluidas ASF)En procesoTotal % Total %Años Anteriores 548 472 86.1 76 13.9Cuenta Pública 2008* 103 0 0.0 103 100.0Total 651 472 72.5 179 27.517

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008* Por notificar.1/ Incluye movimientos de operación18

Sector EnergíaVII.1.7.3.VII.1.7.3.1.Auditoría:Informes de las Auditorías de DesempeñoPrograma para Incrementar la Eficiencia Operativa08-1-18T4L-07-0475Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar las estrategias, acciones implementadas y resultados alcanzados y reportados en elPrograma para Incrementar la Eficiencia Operativa; verificar que la entidad haya logrado sus metas encuanto a incrementos sostenidos en la tasa de restitución de reservas; incrementos sostenidos en laproductividad por pozo; reducciones sostenidas en el venteo y quema de gas; menores diferenciasporcentuales entre la producción observada y estimada en los proyectos de inversión; incrementos enla productividad por barril de petróleo procesado y millar de pies cúbicos de gas procesado yreducciones en costos por activo; asimismo, verificar que se cumplió con las disposiciones legales ynormativas aplicables.AlcanceUniverso Seleccionado:283,086.0 miles de pesosMuestra Auditada:283,086.0 miles de pesosPara la integración y cálculo de indicadores y elaboración de informes relacionados con el Programapara Incrementar la Eficiencia Operativa (PEO) se erogaron 283,086.0 miles de pesos, quecorresponden al 100.0% de la nómina pagada durante el ejercicio de 2008 al personal de laSubdirección de Planeación y Evaluación de PEP encargada de realizar las acciones para cumplir con19

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008el “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos,en Materia de Hidrocarburos, y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reformadiversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el21 de diciembre de 2005”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 1 de octubre de 2007.Con el fin de verificar la implementación del PEO, se revisó el cumplimiento de los objetivos que seestablecieron en el citado Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la LeyFederal de Derechos, así como a los señalados en los Lineamientos a los que deberán sujetarsePetróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la elaboración y ejecución del Programa paraIncrementar la Eficiencia Operativa, como se indica a continuación:OBJETIVOS GENERALES Y ESPECÍFICOS DEL PROGRAMA DE EFICIENCIA OPERATIVANúm.1EN PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNOBJETIVOSMenores diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en los proyectos deinversión2 Reducir brechas entre costos observados y estimados3 Incrementar la productividad del personal4 Acelerar la incorporación de tecnologías disponibles5 Mejorar los índices de seguridad6 Mejorar la planeación y coordinación operativa7 Mejorar los resultados financieros8 Incrementos sostenidos en la tasa de restitución de reservas9 Reducción de costos por Activo10 Incrementos sostenidos en el factor de recuperación por tipo de campo11 Incrementar el éxito exploratorio por tipo de cuenca12Incrementos sostenidos en la productividad por pozo, considerando el tipo de campo y la madurez delmismo13 Reducciones sostenidas en el venteo y quema de gas14 Mejorar la calidad de Productos15 Mejorar el desempeño de los sistemas de transporte y almacenamiento16 Mejorar la medición de mermas y pérdidas de hidrocarburos y reducir sus niveles de manera sostenidaFUENTE:Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal deDerechos, en Materia de Hidrocarburos, y se derogan y reforman diversas disposiciones delDecreto que reforma diversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federalde Derechos, publicado el 21 de diciembre de 2005”; y Lineamientos a los que deberánsujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la elaboración y ejecución delPrograma para Incrementar la Eficiencia Operativa.20

Sector EnergíaAsí como los indicadores relacionados por cada objetivo como se presenta a continuación:Num. delIndicadorINDICADORES Y AVANCES DEL PROGRAMA DE EFICIENCIA OPERATIVA AL31 DE DICIEMBRE DE 2008 EN PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNIndicadorObjetivosRelacionadosMeta2008MÍNIMAMeta2008MÁXIMAAvance al4º TrimestreCumple la metaestablecida1 Producción de crudo total 1 2,901 3,103 2,792 Insuficiente2Producción de crudo entregada aventas1 2,852 3,048 2,754 Insuficiente3 Producción de gas total 1 6,052 6,340 6,919 Sobresaliente4Producción de gas entregada aventas1 5,861 5,976 5,640 Insuficiente5Costo de descubrimiento ydesarrollo2, 9 12.96 13.79 12.35 Sobresaliente6 Costo de producción 2, 9 5.03 5.28 6.24 Insuficiente7 Costo de transporte 2, 15 0.65 0.68 0.64 Sobresaliente8 Autoconsumo de gas 2 8.0 9.7 7.4 Sobresaliente9 Productividad laboral 3 42.4 42.4 39.1 Insuficiente10 Perforación no convencional 4 7.1 8.3 9.0 Sobresaliente11 Índice de frecuencia exploración yproducción5 0.0 0.3 0.1 Aceptable12 Índice de frecuencia perforación 5 0.0 2.6 2.2 Aceptable13 Procesos de dictamen y sancióntécnica de proyectos conmetodología FEL14 Metodología FEL aplicada en losproyectos Cantarell, Ku MaloobZaap, Burgos, Crudo Ligero yChicontepec6 5 6 6 Aceptable6 5 5 5 Aceptable15 Ingresos totales 7 964.4 1,230.4 N.D N.A16Tasa de restitución de reservasprobadas8 53.9 63.4 N.D N.A17 Tasa de restitución de reservas 3P 8 61.8 63.5 N.D N.A18 Factor de recuperación actual 10 25.7 26.6 N.D N.A19 Éxito exploratorio comercial 11 39 51 36 Insuficiente20 Productividad por pozo 12 1.48 1.65 N.D N.A21 Aprovechamiento de gas 13 89.1 96.7 80.7 Insuficiente22Proporción de crudo ligero en laproducción total14 35.7 36.0 36.6 Sobresaliente23 Índice de mermas y pérdidas 15, 16 0.43 0.44 0.45 Insuficiente24 FEND del proyecto Cantarell 2, 9 259.8 393.9 338.4 Aceptable25FEND del proyecto Ku MaloobZaap2, 9 133.2 182.3 186.0 Sobresaliente26 FEND del proyecto Burgos 2, 9 31.2 38.0 28.8 Insuficiente27FEND del proyecto Crudo LigeroMarino2, 9 47.7 64.5 59.7 Aceptable28 FEND del proyecto Chicontepec 2, 9 -3.0 7.9 -1.7 AceptableFUENTE: Informe de Avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa (PEO) al Cuarto Trimestre de 2008.21

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Áreas RevisadasLa Subdirección de Planeación y Evaluación de Pemex Exploración y Producción.AntecedentesEl artículo noveno del “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la LeyFederal de Derechos en materia de hidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones delDecreto que reforma diversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal deDerechos, publicado el 21 de diciembre de 2005”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 1de octubre de 2007, señala que durante el periodo del 1 de enero del 2008 al 31 de diciembre del2012, Petróleos Mexicanos (PEMEX) y sus organismos subsidiarios, previa autorización de laSecretaría de Energía (SENER), llevarían a cabo un programa para incrementar su eficienciaoperativa, en el que de manera conjunta entre la entidad fiscalizada y la Secretaría de Energíadiseñarán indicadores cuantificables, objetivos y verificables, y establecerán, con base en estándaresinternacionales, las metas asociadas para la evaluación del programa.Procedimientos de Auditoría1. Verificar con el estudio y evaluación del control interno las acciones implementadas en elPrograma para Incrementar la Eficiencia Operativa, de conformidad con lo establecido en la LeyFederal de las Entidades Paraestatales, del Reglamento de la Ley Federal de las EntidadesParaestatales, y del Acuerdo por el que se establecen las Normas generales de control interno enel ámbito de la Administración Pública Federal, publicado en el Diario Oficial de la Federación el27 de septiembre de 2006, con reformas publicadas el 28 de marzo de 2007 y el 12 de mayo de2008, vigente en el ejercicio fiscal de 2008.2. Verificar que se implementaron las acciones necesarias para elaborar y llevar a cabo unPrograma para Incrementar la Eficiencia Operativa, en cumplimiento del "Decreto por el que sereforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia dehidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversasdisposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 dediciembre de 2005" y los "Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y susorganismos subsidiarios en la elaboración y ejecución del programa para incrementar sueficiencia operativa a que se refiere el artículo noveno transitorio del Decreto por el que se22

Sector Energíareforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia dehidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007", publicados en el Diario Oficial de laFederación, el 1 de octubre de 2007 y el 3 de junio de 2008, respectivamente.3. Verificar que el PEO fue aprobado por la Secretaría de Energía y remitido a las Cámaras delCongreso de la Unión, en cumplimiento del "Decreto por el que se reforman y adicionan diversasdisposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia de hidrocarburos y se derogan yreforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversas disposiciones del TítuloSegundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 de diciembre de 2005", ylos "Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismossubsidiarios en la elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa aque se refiere el artículo noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionandiversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1de octubre de 2007".4. Constatar que se elaboraron los informes trimestrales y los avances alcanzados en el PEO;asimismo, que dichos avances se remitieron a la Secretaría de Energía, de acuerdo con el"Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal deDerechos, en materia de hidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones delDecreto que reforma diversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federalde Derechos, publicado el 21 de diciembre de 2005", y los "Lineamientos a los que deberánsujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la elaboración y ejecución delprograma para incrementar su eficiencia operativa a que se refiere el artículo noveno transitoriodel Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal deDerechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007".5. Verificar que en las fichas técnicas de los indicadores seleccionados se precisó la metodología decálculo de los indicadores, las variables utilizadas y que correspondan a acciones paraincrementar la eficiencia operativa, que se contó con referencias de estándares internacionales yque las fichas técnicas se enviaron a la SENER, además, que los indicadores establecidos fueroncuantificables, objetivos y verificables de acuerdo con el "Decreto por el que se reforman yadicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia de hidrocarburos yse derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversas disposiciones delTítulo Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 de diciembre de2005"; los "Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismossubsidiarios en la elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa aque se refiere el artículo noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan23

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1de octubre de 2007"; el "Acuerdo por el cual se establecen los Lineamientos a que debe sujetarsePetróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la entrega de información a la Secretaríade Energía, relativa a los indicadores a que se refiere el artículo noveno transitorio del Decretopor el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos,publicado el 1 de octubre de 2007", así como el Acuerdo por el que se establecen las Normasgenerales de control interno en el ámbito de la Administración Pública Federal.6. Comprobar el cumplimiento de objetivos y metas del programa, y las acciones específicas,contenidos en el "Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la LeyFederal de Derechos, en materia de hidrocarburos y se derogan y reforman diversasdisposiciones del Decreto que reforma diversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, dela Ley Federal de Derechos, publicado el 21 de diciembre de 2005", y los "Lineamientos a los quedeberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la elaboración yejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa a que se refiere el artículonoveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de laLey Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007"; asícomo el cumplimiento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Reglamento de la LeyFederal de las Entidades Paraestatales, y el Acuerdo por el que se establecen las Normasgenerales de control interno en el ámbito de la Administración Pública Federal.7. Validar la información y documentación que respalden los resultados de los indicadoresreportados en los informes trimestrales de las acciones establecidas, para el logro de metas yobjetivos del programa, de acuerdo con la Ley Federal de las Entidades Paraestatales y los"Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios enla elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa a que se refiereel artículo noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversasdisposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1 deoctubre de 2007".24

Sector EnergíaResultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1 Observación Núm. 1La entidad fiscalizada no estableció lineamientos o procedimientos específicos para regular lasactividades que permitan orientar la operación y seguimiento del Programa para Incrementar laEficiencia Operativa (PEO), establecer los plazos para integrar los reportes e informar los resultadostrimestrales; asimismo, para identificar las fuentes de información, los documentos que se debenelaborar y las responsabilidades de las áreas que participan en el proceso, en contravención de losartículos 59, fracción IX, de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, 15 de su reglamento; 3 y 4del Capítulo Segundo, y 13, tercera norma del Capítulo Tercero, del Acuerdo por el que se establecenla Normas generales de control interno en el ámbito de la Administración Pública Federal.Cabe mencionar que con motivo de la presentación de resultados preliminares y finales, la entidadfiscalizada proporcionó 19 procedimientos que se tienen establecidos en Pemex Exploración yProducción de observancia general para las áreas que evalúan la documentación de proyectos deexploración, solicitan autorización presupuestal, elaboran y dan seguimiento a los programasoperativos de trabajo y para el manejo y operación de diversos sistemas informáticos, entre otros; sinembargo, en dichos procedimientos proporcionados no se documentó el proceso de integración,análisis y elaboración del PEO, el proceso de atención de los compromisos derivado de las accionescorrectivas para transparentar las etapas de generación, integración, revisión y envío de losdocumentos; ni se vinculan los objetivos, metas e indicadores del Programa, ni las fuentes deinformación, los documentos que se deben elaborar y las responsabilidades de cada una de las áreasque participan, por lo que la observación persiste.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0475-07-001Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción elabore o incluya procedimientosespecíficos en los que se establezcan las actividades que permitan orientar la operación y seguimientodel Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa (PEO), los plazos para integrar los reportes einformar los resultados trimestrales; asimismo, que se identifiquen las fuentes de información, con el25

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008fin de que se permita vincular los objetivos, metas e indicadores del PEO y las responsabilidades delas áreas que participan, en cumplimiento de los artículos 59, fracción IX, de la Ley Federal de lasEntidades Paraestatales, 15 de su reglamento; 3 y 4 del Capítulo Segundo y 13, tercera norma delCapítulo Tercero, del Acuerdo por el que se establecen la Normas generales de control interno en elámbito de la Administración Pública Federal.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 2Sin ObservacionesSe determinó que el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y susorganismos subsidiarios, en la parte que corresponde a Pemex Exploración y Producción fueestructurado con un apartado de inducción que comprende los objetivos y alcances; aspectosconceptuales de la eficiencia operativa, diagnóstico e indicadores actuales de eficiencia; un apartadodel programa operativo que se integra por factores sobre los cuales se incidirá, acciones específicas yresultados esperados, así como un anexo que incluye indicadores y metas para cada uno de losobjetivos, en cumplimiento de los artículos noveno transitorio, fracción I, del "Decreto por el que sereforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia dehidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversasdisposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 dediciembre de 2005"; tercero; cuarto, apartados A y B; octavo y noveno de los “Lineamientos a los quedeberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la elaboración y ejecucióndel Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa, a que se refiere el artículo noveno transitoriodel Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechosen materia de hidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007”, que establecen que PetróleosMexicanos y sus organismos subsidiarios, previa aprobación de la Secretaría de Energía, llevarán acabo un programa para incrementar su eficiencia operativa.Resultado Núm. 3Sin ObservacionesMediante el oficio núm. 500.-035/08 del 27 de junio de 2008, la Subsecretaría de Hidrocarburos de laSecretaría de Energía aprobó el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos26

Sector EnergíaMexicanos y Organismos Subsidiarios de conformidad con el artículo 10, fracciones XI, XXIII y XXIX,del Reglamento Interior de la SENER, que establece que los subsecretarios tienen las atribucionesgenéricas de aprobar la información y los documentos que se proporcionan al Congreso de la Unión;asimismo, se constató que el Director General de Petróleos Mexicanos mediante el oficio núm. DG-048/2008 del 30 de junio de 2008, remitió el citado programa a la Mesa Directiva de la ComisiónPermanente de la Cámara de Senadores, en cumplimiento del artículo noveno transitorio, fracción I,del “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos,en materia de hidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reformadiversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el21 de diciembre de 2005”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 1 de octubre de 2007, y dellineamiento séptimo de los “Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y susorganismos subsidiarios en la elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficienciaoperativa a que se refiere el artículo noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionandiversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1 deoctubre de 2007”, que indican que PEMEX, con previa a probación de la SENER, a más tardar el 30 dejunio de 2008, deberá remitir a las Cámaras del Congreso de la Unión el Programa para Incrementar laEficiencia Operativa.Resultado Núm. 4Sin ObservacionesLa entidad fiscalizada remitió mediante correos electrónicos a la Dirección Corporativa de Operacionesde Petróleos Mexicanos, los informes del tercero y cuarto trimestres del ejercicio de 2008, a partir de laaprobación del PEO (30 de junio de 2008), en los que incluyó los antecedentes, el resumen ejecutivo,los avances en el cumplimiento del programa, los anexos correspondientes a los indicadores con laexplicación de las razones de los incumplimientos de las metas establecidas por la SENER, lasmedidas implementadas para su regularización, la lista de objetivos y acciones del programa; dichosinformes fueron remitidos a la SENER, mediante los oficios núms. DCO-GRG-10-269/2008 del 31 deoctubre de 2008 y DCO-GRG-01-065-2009 del 30 de enero de 2009, en cumplimiento del artículonoveno transitorio, fracción II, párrafo primero del “Decreto por el que se reforman y adicionan diversasdisposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia de hidrocarburos y se derogan y reformandiversas disposiciones del Decreto que reforma diversas disposiciones del Título Segundo, CapítuloXII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 de diciembre de 2005”, y del lineamiento décimode los “Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiariosen la elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa a que se refiere elartículo noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la27

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007”, queestablece que PEMEX remitirá en el informe trimestral en el formato que se menciona en ellineamiento a más tardar el último día hábil de los meses de octubre, enero, abril y julio, iniciando enoctubre de 2008 y remitiendo el último informe en enero de 2013.Resultado Núm. 5Sin ObservacionesLa entidad fiscalizada remitió mediante correos electrónicos a Petróleos Mexicanos las fichas técnicasde cada uno de los indicadores en las que se incluyó la metodología de cálculo, con una explicación delas variables utilizadas, así como la interpretación del indicador; asimismo, las fichas técnicasseñaladas fueron enviadas a la SENER mediante el oficio núm. DCO-GRG-08-204/2008 del 1 deseptiembre de 2008, en cumplimiento del lineamiento quinto del “Acuerdo por el cual se establecen losLineamientos a que debe sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la entregade información a la Secretaría de Energía, relativa a los indicadores a que se refiere el artículo NovenoTransitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal deDerechos, publicado el 1 de octubre de 2007”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 10 dejulio de 2008, que señala que PEMEX elaborará y enviará a la SENER las fichas técnicas que precisenla metodología de cálculo de los indicadores, con una breve explicación de las variables utilizadas, asícomo la interpretación del indicador.Resultado Núm. 6Sin ObservacionesCon el análisis de las fichas técnicas de los 28 indicadores establecidos por Pemex Exploración yProducción para el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa, se determinó que seisindicadores están referenciados con parámetros internacionales en apego al lineamiento octavo,párrafo primero, de los “Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y susorganismos subsidiarios en la elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficienciaoperativa a que se refiere el artículo noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionandiversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1 deoctubre de 2007”, que establece que para la evaluación del programa, PEMEX propondrá a laSecretaría de Energía, en la fecha que ésta determine, indicadores cuantificables objetivos yverificables, así como, con base en estándares internacionales, las metas asociadas a éstos, lascuales se fijarán para todo el periodo 2008-2012, así como anualmente.28

Sector EnergíaEn relación con los 22 de los 28 indicadores restantes para llevar a cabo el seguimiento del PEO, nose identificó un referente o estándar internacional que permita su comparación y evaluación con otrasempresas petroleras en el mundo, ya que no es posible la referencia internacional, en virtud de queson distintas las características propias de cada una de las empresas petroleras, así como losaspectos concernientes a la geología, profundidad, edad y periodo de explotación de los yacimientos,además, de que no existe la información internacional necesaria, por lo que en algunos casos se tieneque calcular o inferir elementos, situación que puede llevar a la subjetividad o en su caso, aconsideraciones erróneas para determinar un índice, por lo que Pemex Exploración y Producciónutiliza parámetros históricos o estimativos, en cumplimiento del artículo 9, fracciones I y II, del Acuerdopor el que se establecen la Normas generales de control interno en el ámbito de la AdministraciónPública Federal.Resultado Núm. 7 Observación Núm. 1Con el análisis de los 28 indicadores establecidos por Pemex Exploración y Producción para llevar acabo el seguimiento del avance al Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa, se determinóque los indicadores “Producción de crudo total”, “Producción de crudo entregada a ventas”,“Producción de gas total”, “Producción de gas entregada a ventas” e “Ingresos totales” estándiseñados únicamente para reflejar una cifra estadística de los resultados de producción e ingresosesperados para el año de 2008, sin que demuestren la eficiencia operativa de la entidad fiscalizada, enincumplimiento del artículo 9, fracciones I y II, del Acuerdo por el que se establecen la Normasgenerales de control interno en el ámbito de la Administración Pública Federal.Al respecto, con motivo de la presentación de resultados preliminares y finales, la entidad fiscalizadainformó que las metas no están orientadas a incrementar la eficiencia operativa, sino que las acciones(iniciativas) son las que están orientadas a apoyar al logro de las metas. Tradicionalmente PEP exigeal interior metas que signifiquen retos y mejoras en su desempeño en todos los ámbitos, para lo cuallas áreas regionales y de servicio, emprenden las iniciativas que les permitan alcanzar esosdesempeños y manifestar el logro en sus resultados, considerando llevarlos a cabo con economía yeficiencia.Por otra parte, y con la finalidad de evidenciar la información primaria que sirvió de base paraestablecer las metas máximas y mínimas correspondientes a los 28 indicadores establecidos porPemex Exploración y Producción para llevar a cabo el seguimiento del avance al Programa paraIncrementar la Eficiencia Operativa, la entidad fiscalizada remitió la documentación correspondiente a18 indicadores de los 28 registrados, por lo que 10 indicadores: Procesos de dictamen y sanción29

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008técnica de proyectos con metodología FEL, Metodología FEL aplicada en los proyectos Cantarell, KuMaloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero y Chicontepec, Ingresos totales, Tasa de restitución de reservasprobada, Éxito exploratorio comercial, FEND del proyecto Cantarell, FEND del proyecto Ku MaloobZaap, FEND del proyecto Burgos, FEND del proyecto Crudo Ligero Marino y FEND del proyectoChicontepec, no se remitió la fuente de la información primaria que sirvió de base para establecerdichas metas, por lo que no se logró determinar su veracidad, en incumplimiento del artículo 48 de laLey Federal de la Entidades Paraestatales, y del lineamiento octavo, párrafo primero, de los“Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en laelaboración y ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa a que se refiere elartículo noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de laLey Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007”, y el puntoVI de los “Mecanismos de Entrega del Informe” notificados mediante el oficio núm. 500.-007/08 del 29de febrero de 2008.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0475-07-002Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca indicadores con metasorientadas a incrementar la eficiencia operativa, asimismo, que establezca mecanismos de control conel fin de que, en lo subsecuente, se asegure de tener la información primaria que sirva de base paraestablecer dichas metas, en cumplimiento de los artículos 59, fracción XI, de la Ley Federal de lasEntidades Paraestatales, 15 de su reglamento; 3 y 4 del Capítulo Segundo y 13, tercera norma delCapítulo Tercero del Acuerdo por el que se establecen la Normas generales de control interno en elámbito de la Administración Pública Federal.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.30

Sector EnergíaResultado Núm. 8Sin ObservacionesEn relación con los 28 indicadores operativos reportados por la entidad fiscalizada en los informestrimestrales correspondientes al ejercicio 2008, se determinó que nueve de ellos (Producción de crudototal, Producción de crudo entregada a ventas, Producción de gas entregada a ventas, Costo deproducción, Productividad laboral, Éxito exploratorio comercial, Aprovechamiento de gas, Índice demermas y pérdidas y Flujo de Efectivo Neto Descontado (FEND) del proyecto Burgos), presentaronincumplimiento en las metas programadas, como resultado de esto informó que se tomaron lasacciones correctivas y de mejora en las que se consideró, entre otras actividades, el incremento en laactividad del Proyecto Aceite Terciario del Golfo, aplicación de procesos de recuperación mejorada enel campo Akal del proyecto Cantarell, emprender esfuerzos para compensar la declinación natural delos yacimientos, mantener el nivel de plazas ocupadas sin fuertes variaciones, asegurar que todos lospozos prioritarios cuenten con su estudio Front End Loading “FEL” (Metodología para la definición yplaneación de proyectos de inversión), aplicación de los lineamientos emitidos para los pozosdelimitadores, segregar corrientes en plataforma, incremento de la capacidad de inyección de gas a losyacimientos mediante la instalación de cinco turbocompresores para gas de inyección y construcciónde cabezales, líneas de inyección e interconexiones; asimismo, se planteó incrementar la capacidadde compresión, mediante la instalación de dos turbocompresores para el manejo de gas a proceso eincremento en la actividad de perforación de pozos en la ejecución del proyecto Burgos, a partir delejercicio de 2009. Respecto de 14 indicadores de los 28 considerados por la entidad fiscalizada, 7 sereportaron con un valor “aceptable” (Índice de frecuencia de exploración y producción, Procesos dedictamen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL, Metodología FEL aplicada en losproyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero y Chicontepec, FEND del proyecto CrudoLigero Marino y FEND del proyecto Chicontepec) y siete con la denominación de “sobresaliente”, encumplimiento del lineamiento noveno, numeral 3, de los “Lineamientos a los que deberán sujetarsePetróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la elaboración y ejecución del programa paraincrementar su eficiencia operativa a que se refiere el artículo noveno transitorio del Decreto por el quese reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia dehidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007”, que señala que en cada apartado se explicarán lasrazones de los retrasos en el cumplimiento de las metas establecidas y las medidas implementadaspara su regularización.31

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 9Sin ObservacionesSe determinó que en el caso de cinco indicadores operativos establecidos para el Programa paraIncrementar la Eficiencia Operativa de Pemex Exploración y Producción (Ingresos totales, Tasa derestitución de reservas probadas, Tasa de restitución de reservas 3P, Factor de recuperación actual yProductividad por pozo) la entidad fiscalizada reportó sus resultados alcanzados al 31 de diciembre de2008 hasta el Informe de Avance del PEO al Primer Trimestre de 2009, debido a que los insumosrequeridos para calcular los indicadores señalados en el ejercicio de 2008 tuvieron un proceso decertificación de las reservas incorporadas; asimismo, el reporte de los ingresos totales se determinaronuna vez que los estados financieros del Organismo fueron auditados y la Dirección Corporativa dePEMEX los oficializó; por lo que ambos procesos concluyeron después de la fecha máxima de entregadel Informe de Avance del PEO al Cuarto Trimestre de 2008 (31 de enero de 2009), por lo que elreporte de los resultados alcanzados fue en cumplimiento del artículo noveno transitorio, fracción II,inciso b), del “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal deDerechos, en materia de hidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decretoque reforma diversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos,publicado el 21 de diciembre de 2005”, y del lineamiento décimo de los “Lineamientos a los quedeberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la elaboración y ejecucióndel programa para incrementar su eficiencia operativa a que se refiere el artículo noveno transitorio delDecreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos enmateria de hidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007”, que indican PEMEX remitirá en elinforme trimestral en el formato que se menciona en el lineamiento a más tardar el último día hábil delos meses de octubre, enero, abril y julio, iniciando en octubre de 2008 y remitirá el último informe enenero de 2013.Resultado Núm. 10Sin ObservacionesSe determinó que los resultados y las metas reportados en los informes trimestrales del PEO delejercicio 2008 correspondiente a 15 indicadores de un total de 28 reportados, procedieron de lainformación y documentación fuente emitida por los sistemas y aplicaciones informáticos BDI; CODIE;MERAC-PEEP-VOLTS; Portal FEL-versión 2; SICO; SICEROE, y BDOE de PEMEX Exploración yProducción, por lo que con el análisis respectivo de los indicadores se comprueba que soncuantificables, objetivos y verificables, por lo que se logró verificar la fuente de la información y suveracidad, en cumplimiento del artículo 48 de la Ley Federal de la Entidades Paraestatales, dellineamiento octavo de los “Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus32

Sector Energíaorganismos subsidiarios en la elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficienciaoperativa a que se refiere el artículo noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionandiversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1 deoctubre de 2007”, y del punto VI de los “Mecanismos de Entrega del Informe”, notificados por laSubsecretaría de Hidrocarburos de la SENER, mediante el oficio núm. 500.-007/08 el 29 de febrero de2008, vigentes en el ejercicio fiscal 2008, que indica que para la evaluación del programa, PEMEXpropondrá a la secretaría indicadores cuantificables, objetivos y verificables.Resultado Núm. 11 Observación Núm. 1De un total de 28 indicadores reportados en el Informe de Avance del PEO al Cuarto Trimestre de2008 del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa de Pemex Exploración y Producción, sedeterminó que tres indicadores no son verificables, ya que en la evidencia documental proporcionadano se localizó la información fuente que sirvió de base para reportar las metas alcanzadas de losindicadores Costo de descubrimiento y desarrollo; Costo de transporte, e Ingresos totales, y en 10indicadores (Costo de producción; Productividad laboral; Perforación no convencional; Factor derecuperación actual; Éxito exploratorio comercial; FEND del proyecto Cantarell; FEND del proyecto KuMaloob Zaap; FEND del proyecto Burgos; FEND del proyecto Crudo Ligero Marino, y FEND delproyecto Chicontepec) la documentación soporte proporcionada que se genera en los sistemas yaplicaciones informáticas no corresponde con la información reportada a la SENER en el Informe deAvance del PEO al Cuarto Trimestre de 2008, por lo que no se logró determinar su veracidad, enincumplimiento del artículo 48 de la Ley Federal de la Entidades Paraestatales, y del lineamientooctavo, párrafo primero, de los “Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y susorganismos subsidiarios en la elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficienciaoperativa a que se refiere el artículo noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionandiversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, publicado el 1 deoctubre de 2007”, y el punto VI de los “Mecanismos de Entrega del Informe” notificados mediante eloficio núm. 500.-007/08 del 29 de febrero de 2008.33

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Acción Promovida08-1-18T4L-07-0475-07-003Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII, 15, fracción XIV y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción verifique que los reportes generadospor los sistemas y aplicaciones informáticos de PEP correspondan a las cifras de metas alcanzadas yreportadas a la SENER; asimismo, en lo subsecuente perfeccione los mecanismos de controlestablecidos para reportar los avances del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa, con elfin de que las cifras correspondan con la documentación soporte que se encuentra en los diversossistemas de PEP y que los indicadores sean verificables, en cumplimiento del artículo 48 de la LeyFederal de la Entidades Paraestatales, y del lineamiento octavo de los "Lineamientos a los quedeberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en la elaboración y ejecucióndel programa para incrementar su eficiencia operativa a que se refiere el artículo noveno transitorio delDecreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos enmateria de hidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007", y el punto VI de los "Mecanismos deEntrega del Informe".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 3 observación(es) que generó(aron) 3 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 3 a Recomendación(es) al Desempeño.34

Sector EnergíaDictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con elPrograma para Incrementar la Eficiencia Operativa, cuyo objetivo consistió en fiscalizar las estrategias,acciones implementadas y resultados alcanzados y reportados en el Programa para Incrementar laEficiencia Operativa; verificar que la entidad logró sus metas en cuanto a incrementos sostenidos en latasa de restitución de reservas; incrementos sostenidos en la productividad por pozo; reduccionessostenidas en el venteo y quema de gas; menores diferencias porcentuales entre la producciónobservada y estimada en los proyectos de inversión; incrementos en la productividad por barril depetróleo procesado y millar de pies cúbicos de gas procesado y reducciones en costos por activo;asimismo, verificar que se cumplió con las disposiciones legales y normativas aplicables, se determinófiscalizar un monto de 283,086.0 miles de pesos, que representa el 100.0% de la nómina pagadadurante el ejercicio de 2008 al personal de la Subdirección de Planeación y Evaluación de PEPresponsable de realizar las acciones para cumplir con dicho programa.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los ordenamientos legales, las disposiciones normativasaplicables a la naturaleza de las operaciones revisadas y a la normativa institucional para lafiscalización superior de la gestión gubernamental; las cuales requieren que la auditoría sea planeaday desarrollada de tal manera que permita obtener una seguridad razonable de que lo revisado, deacuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, no presenta errores importantes. En consecuencia,existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere al Programa para Incrementar laEficiencia Operativa.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablespara elaborar, aprobar y reportar los avances del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativarespecto de las operaciones examinadas.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.35

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Comentarios de la Entidad Fiscalizada1.- Producción de crudo totalLas láminas corresponden al límite máximo y mínimo, de la producción de crudo, respectivamente. Ellímite máximo está establecido en el “Programa Operativo del Primer Trimestre de 2008” en su versión1.1, oficializado por la Dirección Corporativa de Finanzas de PEMEX y el mínimo por un escenario detrabajo establecido en PEP.2.- Producción de crudo entregado a ventasLas láminas corresponden al límite máximo y mínimo, de la producción de crudo entregado a ventas,respectivamente. El límite máximo está establecido en el “Programa Operativo del Primer Trimestre de2008” en su versión 1.1, oficializado por la Dirección Corporativa de Finanzas de PEMEX y el mínimopor un escenario de trabajo establecido en PEP.3.- Producción de gas totalLas láminas corresponden al límite máximo y mínimo, de la producción de gas total, respectivamente.El límite máximo y mínimo son escenarios de trabajo establecido en PEP.4.- Producción de gas entregado a ventasLas láminas corresponden al límite máximo y mínimo, de la producción de gas entregado a ventas,respectivamente. El límite máximo está establecido en el “Programa Operativo del Primer Trimestre de2008” en su versión 1.1, oficializado por la Dirección Corporativa de Finanzas de PEMEX y el mínimopor un escenario de trabajo establecido en PEP.Evidencias de costos de hidrocarburos para soportar la Auditoría 475 “Programa para Incrementar laEficiencia Operativa” de la Auditoría Superior de la FederaciónEn atención al requerimiento de evidencias solicitadas respecto a al costo de descubrimiento ydesarrollo de hidrocarburos de PEMEX Exploración y Producción, se informa lo siguiente:Costo de descubrimiento y desarrolloEl cálculo del costo de descubrimiento y desarrollo integra las inversiones realizadas en las fases deevaluación de potencial, incorporación de reservas, delimitación, caracterización de yacimientos ydesarrollo de campos, así como los gastos indirectos de administración asociados, respecto a lavariación neta de reservas probadas desarrolladas.36

Sector EnergíaCosto de ProducciónEl costo de producción se calcula a partir del cociente del total de gastos necesarios para la operacióny mantenimiento de pozos, equipos e instalaciones, entre la producción total de hidrocarburos.Costo de TransporteEl costo de transporte se calcula a partir del cociente de gastos de operación y mantenimiento deinstalaciones y ductos principales, con respecto al volumen de hidrocarburos comercializado,expresado en términos de petróleo crudo equivalente.5.- Autoconsumo de gasLa información del indicador corresponde a un escenario de la Cartera de Proyectos de PEP para losaños 2008-2020H. Productividad LaboralEvidencia documental:Este indicador se basa en escenario mínimo de producción, cuya evidencia y soporte se entrega condicho índice, sus valores máximo y mínimo son los mismos.Indicadores 20086.- Perforación no convencionalEvidencia documentalLas láminas corresponden al número de pozos que se tomaron en cuenta para determinar el límitemáximo y mínimo de la Perforación no convencional. Estos datos son proporcionados por las áreasoperativas en hojas de cálculo.Índice de frecuencia de accidentes de exploración y producciónEvidencia documental:La política de PEP es cero accidentes, por lo que el límite inferior se establece en cero paraexploración y producción, en cuanto al límite superior, se propone un valor de 0.3, con base a latendencia que resulta del cálculo arriba señalado.37

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Índice de frecuencia de perforaciónEvidencia documental:La política de PEP es cero accidentes por lo que el límite inferior se establece en cero paraPerforación, en cuanto al límite superior, se establece 2.6, el cual es una cifra más agresiva sustentadaen los buenos resultados que se vienen obteniendoCálculo Índice de Productividad máximoSe determinó productividad promedio por proyecto y se ponderó con respecto al total de producción ypozos en el período 2008-2023Cálculo Índice de Productividad mínimoSe determinó productividad promedio por proyecto y se ponderó con respecto al total de producción ypozos en el período 2008-20237.- Aprovechamiento de gasLa información de este indicador considera para su cálculo el límite superior de la producción de gastotal que es de 6,340.8.- Producción de crudo ligeroLas láminas contienen en su parte inferior la proporción de crudos ligeros en la producción total en sulímite máximo y mínimo, respectivamente. El límite máximo está establecido en el “Programa Operativodel Primer Trimestre de 2008” en su versión 1.1, oficializado por la Dirección Corporativa de Finanzasde PEMEX y el mínimo por un escenario de trabajo establecido en PEP.9.- Índice de mermasLas láminas corresponden al límite máximo y mínimo, del índice de mermas y pérdidas,respectivamente. El límite máximo está establecido en el “Programa Operativo del Primer Trimestre de2008” en su versión 1.1, oficializado por la Dirección Corporativa de Finanzas de PEMEX y el mínimopor un escenario de trabajo establecido en PEP.38

Sector EnergíaVII.1.7.3.2.Auditoría:Programa Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos, IndicadorProducción de Crudo y Gas08-1-18T4L-07-0485Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar la gestión financiera de los recursos ejercidos en 2008 por Pemex Exploración y Producciónaplicados en las actividades de Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos, asi comoverificar el cumplimiento del indicador de producción de crudo y gas según lo planeado.AlcanceUniverso Seleccionado:99,339,967.7 miles de pesosMuestra Auditada:99,339,967.7 miles de pesosSe revisó una muestra de 99,339,967.7 miles de pesos por capítulo del gasto, que representan el100.0% del total del presupuesto ejercido por PEP en la ejecución del Programa Presupuestario B001“Programa de Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos”; por ser el monto totalejercido y ser susceptibles de verificar con los documentos internos de la entidad fiscalizada.39

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PRESUPUESTO EJERCIDO POR PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPROGRAMA PRESUPUESTARIO B001 POR CAPÍTULO DE GASTOCUENTA DE LA HACIENDA PÚBLICA FEDERAL 2008(MILES DE PESOS)Gasto CorrientePresupuestoServiciosPersonalesMateriales ySuministrosServiciosGeneralesOtros deCorrienteSumaEjercido 14,976,618.7 1,840,716.1 9,865,422.4 72,657,210.5 99,339,967.7FUENTE: Cuenta de la Hacienda Pública Federal del Ejercicio Fiscal 2008, de Pemex Exploración yProducción.Áreas RevisadasLas subdirecciones de Planeación, de Producción y de Recursos Financieros, y las regiones de MarinaNoreste, Marina Suroeste, Sur y Norte, adscritas a PEP.AntecedentesEl petróleo ha sido sin duda fundamental para alcanzar los niveles de desarrollo económico y socialcon los que actualmente cuenta el país. A fin de proteger y desarrollar esa riqueza nacional, en elartículo 27 Constitucional se establecen los recursos que son considerados como del dominio directode la nación, entre cuyas características se encuentran que son inalienables e imprescriptibles, esdecir, que nunca pueden ni deben salir de la propiedad y dominio del Estado.En el propio artículo 27 se dispone que además que tratándose del petróleo y de todos los carburos dehidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos, no puede haber concesiones ni contratos y por lo tanto, sólo lanación llevará a cabo su explotación. En congruencia con lo anterior, los artículos 25 y 28 de la propiaConstitución señalan que el Estado tendrá a su cargo de manera exclusiva, las áreas estratégicascomo el petróleo y que para ello contará con los organismos que requiera para su óptimoaprovechamiento.En el periodo del año de 1938 en que se realizó la expropiación petrolera y hasta 1979, la producciónde petróleo crudo fluctuó entre 95 mil y 1.5 millones de barriles diarios (MMBD), de lo cual destaca eseúltimo año, en el que se registró la mayor producción de hidrocarburos.40

Sector EnergíaA partir de este último año, se incorporó a la plataforma de producción de petróleo crudo el campointegral Cantarell, con lo cual México pasó de ser un país con una producción de crudo que permitíaabastecer el mercado nacional, a tener una participación significativa en los mercados internacionalese iniciar una trayectoria creciente de producción, que lo colocó en un lugar importante en el contextomundial de ese hidrocarburo. Para el año 2000 Petróleos Mexicanos (PEMEX) ocupaba el sexto lugarentre las empresas petroleras del mundo.De 1979 a 2004, la producción de crudo pasó de 1.5 a la máxima histórica de 3.4 MMBD, a la cualcontribuyó de manera significativa el Activo Cantarell cuando alcanzó su mayor producción en eseúltimo año con 2.1 MMBD, lo que representó el 61.8% de la producción nacional.Sin embargo, a partir del periodo 2005-2008, la producción ha disminuido de manera significativa, porel declive natural del activo antes citado.Actualmente, la mayor concentración de las reservas totales de petróleo crudo equivalente seencuentran en tres tipos de campos: Cantarell en declinación y Ku-Maloob-Zaap de quien se estimadisminuya su producción en 2010; campos maduros 1/; y Chicontepec en vías de desarrollo; esteescenario refleja que salvo el caso de este último, la tendencia en la producción petrolera seguirádecreciendo.Aunado a lo anterior, es importante mencionar que para continuar con la producción en el ProyectoIntegral Cantarell, PEMEX ha tenido que utilizar técnicas de inyección de gas nitrógeno, lo que originauna producción de gas natural con un alto contenido de ese elemento, que ha superado la capacidadde compresión y transporte de las regiones marinas, así como limitaciones técnicas y operativas paraprocesar gas húmedo con alto contenido de ese tipo de gas.En cuanto a la calidad del crudo que se obtiene de la explotación del campo Ku-Maloob-Zaap por sísolo no es posible comercializar, toda vez que parte de su producción contiene 13º grados API 2/; ypara hacerlo, es necesario mezclarlo con crudos ligeros que contienen una calidad mínima de 33ºgrados API, con lo cual se obtiene una mezcla similar al crudo maya de 20.9º API.Considerando la problemática antes descrita y el no tener alternativas inmediatas para compensar ladisminución en la producción de petróleo crudo equivalente, resulta inaplazable explorar nuevosproyectos alternativos que permitan sostener los niveles de producción en los próximos años, ya que1/ Los campos maduros se consideran aquellos cuya producción es inferior a 10 barriles diarios de petróleo porpozo, cuyo margen de utilidad es muy bajo.2/ Medida de densidad adoptada por el Instituto del Petróleo Americano-API.41

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008de no hacerlo en el mediano plazo, se tendría un déficit aproximado de 400.0 MMBD para mantenerlos ritmos actuales de producción.Ante la actual situación económica y social que prevalece en el país, es prioritario resolver el desafíoque enfrenta la industria petrolera, a fin de garantizar el suministro de energéticos en los próximosaños y que PEP desarrolle la tecnología necesaria para avanzar en la exploración y explotación decampos petroleros en aguas profundas, ya que por su abundancia, viabilidad técnica y económica,permitirán reponer las reservas en el futuro y con ello compensar la producción de los yacimientosconvencionales, los cuales se están agotando más rápido de lo previsto.Procedimientos de Auditoría1. Revisar y analizar el Plan Nacional de Desarrollo y el Programa de Mediano Plazo del SectorEnergía 2007-2012 correspondiente a sus objetivos, estrategias y líneas de acción, a fin deevaluar si existe una vinculación clara y precisa con lo dispuesto en el Presupuesto de Egresosde la Federación (PEF) de 2008, para el cumplimiento del indicador relativo a la Producción dePetróleo Crudo y Gas.2. Analizar que las metas de producción previstas en el PEF 2008 de PEP correspondientes alPrograma Presupuestario B001 relativo a la Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos yPetroquímicos, Indicador "Producir Petróleo Crudo y Gas", corresponden con lo reportado en laCHPF de ese año, de acuerdo a lo establecido en la Ley de Planeación, la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios, el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal2008, el Manual de Programación y Presupuesto para el Ejercicio Fiscal 2008, el Sistema deEvaluación al Desempeño y los Lineamientos generales para el proceso de programación ypresupuestación para el ejercicio fiscal 2008.3. Revisar la relación oferta-demanda de petróleo crudo para el periodo 2000-2008, a fin de analizarsi el organismo cumplió con las metas de producción y verificar su cumplimiento para el año de2008, de conformidad con la Ley de Planeación, la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiariosy el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008.4. Comparar la información relativa a la capacidad de producción de petróleo crudo con laproducción obtenida en el año de 2008, de conformidad con la Ley de Planeación, la Ley Federal42

Sector Energíade Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios.5. Comprobar la composición de la oferta nacional de petróleo crudo por tipo en 2008, deconformidad con la Ley de Planeación, la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria, la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios y elPresupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008.6. Comprobar el volumen de las exportaciones de petróleo Crudo por tipo en 2008, en términos dela Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.7. Realizar un análisis de la información que se presenta tanto en el PEF como en la CHPF de PEP2008, relativa al indicador de desempeño producción de petróleo crudo a fin de identificar, en sucaso, inconsistencias en la información, en términos de la Ley de Planeación, la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios, el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal2008, el Manual de Programación y Presupuesto para el Ejercicio Fiscal 2008, el Sistema deEvaluación al Desempeño y los Lineamientos generales para el proceso de programación ypresupuestación para el ejercicio fiscal 2008.8. Revisar los diferentes apartados que integran el PEF de 2008 de PEP, a fin de constatar lasdiferencias en la información presupuestal. Asimismo, constatar con la entidad las causas de lasdiferencias y sustentarlas documentalmente, en términos de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal2008 y el Manual de Programación y Presupuesto para el ejercicio fiscal 2008.9. Revisar la capacidad instalada con la que contó el organismo para la producción de crudo de2000 a 2008, a fin de precisar cómo se ha incrementado, en términos de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, la Ley de Planeación y la Ley Orgánica de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios.10. Comparar la información de la producción de petróleo crudo, ligero y pesado prevista y real, conla capacidad instalada de producción, en términos de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, la Ley de Planeación, la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios y el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal2008.43

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 200811. Analizar el comportamiento de los programas anuales de exportación de crudo del periodo 2000-2008, en términos de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.12. Analizar la información relativa a la perforación y terminación de pozos prevista y real por mediode los contratos de servicios múltiples en 2008 y los realizados con recursos propios de PEP, entérminos de la Ley de Planeación, la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria,la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios y el Presupuesto de Egresosde la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008.13. Analizar la información relativa a la terminación de los pozos de desarrollo y evaluar sucomportamiento, en términos de la Ley de Planeación, la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiariosy el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008.14. Analizar el dictamen relativo a las causas que originaron el accidente a la contingencia ocurridaen el Oleogasoducto Ixtal A-Abkatún-D en 2008 y corroborarlo con la documentación soporte queproporcione el Organismo, en términos de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria y el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008.15. Verificar el cumplimiento de los programas de mantenimiento preventivo, rutinario y correctivo alos pozos en desarrollo, en términos de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios.16. Analizar los reportes proporcionados por PEP en relación con las explicaciones sobre elcumplimiento de las metas de: perforación y terminación de pozos, éxito en la terminación depozos de desarrollo y mantenimientos preventivos, rutinarios y correctivos, en términos de la Leyde Planeación, la Ley de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.17. Revisar el PEF de PEP para el ejercicio de 2008 y constatar que los montos corresponden con loreportado en la CHPF, en términos de la Ley de Planeación, la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y el Presupuesto de Egresos de la Federación para el EjercicioFiscal 2008.18. Analizar las justificaciones que presente PEP en relación con este tema y comprobar con susregistros internos si son congruentes, en términos de la Ley de Planeación, la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria y el Presupuesto de Egresos de la Federación parael Ejercicio Fiscal 2008.44

Sector Energía19. Analizar la información proporcionada por PEP en relación con las justificaciones de los ajustesrealizados al presupuesto autorizado para 2008 por capítulo de gasto, en términos de la Ley dePlaneación y la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.20. Analizar la información proporcionada por PEP en relación con las explicaciones de lasvariaciones por capítulo del gasto para el ejercicio de 2008, en términos de la Ley de Planeacióny la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.21. Analizar la información proporcionada por PEP en relación con sus costos de producción depetróleo crudo y compararlos con la información de los referentes internacionales, en términos dela Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios.22. Comparar los costos de perforación de las contratistas con los correspondientes a PEP, entérminos de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.23. Analizar el contrato de suministro de nitrógeno, en términos de la Ley de Planeación, Ley Federalde Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios.24. Analizar el listado de los volúmenes y el costo del nitrógeno inyectado al Activo Cantarell en elperiodo 2000-2008, en términos de la Ley de Planeación, Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios.25. Analizar las ventas de gas natural y petróleo crudo en el periodo 2000-2008, a fin de identificarlas causas de la disminución de los ingresos a PEP por la venta de dichos productos, en términosde la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.26. Analizar el comportamiento de la plantilla de personal vinculada a la producción de petróleo crudoen el periodo 2000-2008, en términos de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria.27. Analizar para el periodo 2000-2008 los ingresos por concepto de venta del petróleo crudo y el gasnatural y lo referente a la carga tributaria que tiene que pagar el organismo a la SHCP por eseconcepto, en términos de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos y de la LeyOrgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.45

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 200828. Constatar por medio de los oficios de autorización de inversiones los recursos que PEP destinópara la investigación en nuevas técnicas para la perforación de pozos de desarrollo en aguasprofundas, en términos de la Ley de Planeación, la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios.29. Analizar el contrato de compra-venta de petróleo crudo entre PEP y Pemex-Refinación, entérminos de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.30. Constatar las pruebas de calidad realizadas al petróleo crudo que vendió a Pemex Refinación en2008 por punto de venta, en términos de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios.31. Analizar el contrato de compra-venta de petróleo crudo entre PEP y PMI Comercio Internacional,en términos de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánicade Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.32. Constatar las pruebas de calidad realizadas al petróleo crudo de exportación que vendió a PMI en2008 y verificar si existen sanciones por el incumplimiento en la calidad del producto que venderespecto a los contratos de suministro, en términos de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios.33. Analizar la información correspondiente al impacto económico y social de las accionesdesarrolladas por PEP tendientes al cumplimiento de su objetivo, en términos de la Ley dePlaneación, la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.34. Analizar la información correspondiente al análisis de costos y la rentabilidad del Activo Cantarell,en términos de la Ley de Planeación, la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria y la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.35. Analizar la información relativa a las reservas probadas de crudo en el Activo Cantarell, entérminos de la Ley de Planeación, la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendariay la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.36. Revisar los contratos de compra-venta de petróleo crudo establecidos entre PEP y PemexRefinación, así como con PMI Comercio Internacional, en términos de la Ley Federal de46

Sector EnergíaPresupuesto y Responsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios.37. Analizar las reservas probadas, posibles y probables de petróleo crudo de PEP en el periodo2000-2008, en términos de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.38. Analizar la documentación relativa sobre los proyectos nuevos de incorporación de crudo, entérminos de la Ley de Planeación, la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendariay la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.39. Analizar la información relativa sobre la prospectiva del petróleo crudo en el periodo 2009-2012,en términos de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, la Ley de Planeación, laLey Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y la Ley Orgánica de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios.Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1Sin ObservacionesCon base en la revisión del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) y de la Cuenta de laHacienda Pública Federal (CHPF) correspondientes al Ejercicio Fiscal del 2008, se observó que parala producción de crudo y gas natural PEP llevó a cabo diversas acciones orientadas a incrementar lacapacidad de producción, en congruencia con lo dispuesto en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, Eje 2 “Economía Competitiva y Generadora de Empleos”; y conforme con los Objetivos 1.1“Garantizar la Seguridad Energética del País en Materia de Hidrocarburos”, 1.2 “Fomentar laOperación del Sector Hidrocarburos bajo estándares internacionales de Eficiencia, Transparencia yRendición de Cuentas”, y 1.3 “Elevar la Exploración, Producción y Transformación de Hidrocarburos demanera sustentable” consignados en el Programa Sectorial de Energía 2007-2012, como se muestra acontinuación:47

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNMARCO DE CONGRUENCIA DE PLANEACIÓN Y EJECUCIÓN DE ACCIONES 2008“INDICADOR DE PRODUCCIÓN DE CRUDO Y GAS”Plan Nacional deDesarrollo2007-2012Objetivo: Asegurar unsuministro confiable,de calidad y a precioscompetitivos de losinsumos energéticosque demandan losconsumidores.Programa Sectorial deEnergía2007-2012Elevar la exploración,producción ytransformación dehidrocarburos demanera sustentable.Presupuesto de Egresos de laFederación 2008Mantener la producción decrudo en un nivel superior a3,000.0 miles de barrilespromedio diario y de gas en6,000.0 millones de piescúbicos promedio diario.Alcanzarresultadosexploratorios que permitenmantener una relaciónreserva/producción de cuandomenos 9 años.Mantener niveles competitivosen costo de desarrollo,producción y descubrimiento.Mejorar el desempeño entérminos de seguridadindustrial y protecciónambiental.Cuenta de la HaciendaPública Federal de PEP 2008Producción promedio decrudo, 2,791.6 miles debarriles diario (MBD).Producción de 6,918.6millones de metros cúbicosdiarios de gas natural(MMPCD).Descubrimiento de 14campos, seis de crudo y ochode gas que incorporaronreservas probadas.6,381.3 Pozos en operación.43,562.6 millones de barriles(MBD) de crudo de reservasprobadas, probables yposibles.Reducción del 39.3% dehoras/hombre laboradas conexposición al riesgo.FUENTE: Presidencia de la República, Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, México 2007; Secretaría deEnergía, Programa Sectorial de Energía 2007-2012, México 2007; Secretaría de Hacienda yCrédito Público, Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación para elEjercicio Fiscal 2008; Pemex Exploración y Producción, Cuenta de la Hacienda Pública Federaldel Ejercicio Fiscal 2008.De acuerdo con lo dispuesto en el PEF y los resultados de la CHPF correspondientes al EjercicioFiscal del 2008, se precisó que PEP realizó diversas acciones para garantizar la atención de la oferta ydemanda de petróleo crudo y gas natural; incrementar las reservas de hidrocarburos; y continuar conla terminación de pozos de desarrollo, así como acciones exploratorias para el descubrimiento denuevos campos, en congruencia con los objetivos, estrategias y líneas de acción dispuestas en el PlanNacional de Desarrollo 2007-2012 y el Programa de Mediano Plazo del Sector Energía 2007-2012.Con lo anterior, se dio cumplimiento a la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria; ala Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; a los “Lineamientos Específicos para laelaboración de los anteproyectos y la integración del Proyecto de Presupuesto de Egresos de laFederación 2008”; y al Manual de Programación y Presupuesto Ejercicio Fiscal 2008, emitido por laSecretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).48

Sector EnergíaResultado Núm. 2 Observación Núm. 1En la revisión del apartado Estrategia Programática del PEF 2008 de PEP, se observó que la entidadfiscalizada, por medio del Programa Presupuestario B001 “Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos yPetroquímicos”, programó llevar a cabo la producción de 3,134.0 miles de barriles diarios (MBD) decrudo y una producción anual de 1,147,051.0 miles de barriles anuales (MBA) de crudo, con unpresupuesto de 80,185,367.9 miles de pesos, de acuerdo con el apartado “Análisis FuncionalProgramático Económico Financiero (Devengable)”, cantidades que difieren de lo consignado en elapartado “Indicadores de Desempeño”, de ese mismo documento, tal como se muestra a continuación:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPROGRAMA PRESUPUESTARIO B001 “PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO, GAS PETROLÍFEROS YPETROQUÍMICOS”EJERCICIO FISCAL 2008(Miles de Barriles Diarios y Miles de Pesos)EstrategiadePresupuesto/Análisis FuncionalMeta/Presupuesto Programático Económico Indicadores deFinanciero (Devengable)(1)Desempeño(2)Diferencias3=(1)-(2)ProducciónPetróleo CrudoPresupuestoOriginalde3,134.0 3,129.0 5.080,185,367.9 110,816,547.0 (30,631,179.1)FUENTE: Secretaría de Hacienda y Crédito Público, Apartados Estrategia Programática, Análisis FuncionalProgramático Económico Financiero (Devengable) y Apartado Indicadores de Desempeño delPresupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008 de Pemex Exploración yProducción.Como resultado de los trabajos de auditoría, se precisó que las diferencias observadas en los distintosapartados que conforman el PEF de PEP tienen su origen en una “deficiencia en la publicación delIndicador por parte de la SHCP”.Las inconsistencias en la información que sirvió de base para integrar los diferentes apartados queconforman el PEF, específicamente en los aspectos de programación-presupuestación, denotan faltade claridad en las cifras de la asociación metas-gasto relativas a la producción de petróleo crudo porparte de PEP, hecho que dificulta en un primer término practicar la evaluación correspondiente, dadoque los parámetros de referencia difieren entre sí.49

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Al respecto, se determinó que la diferencia observada se debe a que por error, PEP incluyó en elapartado “Indicadores de Desempeño” el monto correspondiente a intereses, que forman parte delgasto no programable considerado en el apartado del “Análisis Funcional Programático EconómicoFinanciero (Devengable)” del PEF de 2008 de PEP. El presentar inconsistencias en la información quesirvió de base para integrar los diferentes apartados que conforman el PEF, específicamente en losaspectos de Programación-Presupuestación, denotan falta de claridad en las cifras de la asociaciónMetas-Gasto relativas a la producción de petróleo crudo por parte de PEP.Por lo anterior, PEP no observó lo dispuesto en el artículo 3, párrafo segundo, de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, ya que para dar correcta aplicación a lo dispuesto endicha ley las dependencias y entidades deberán observar las disposiciones generales que emita laSecretaría de Hacienda y Crédito Público, a través de los lineamientos del Manual de Programación-Presupuestación, apartado III, “Metodologías” y el Sistema de Evaluación al Desempeño en suapartado IV.2, párrafo penúltimo, donde se establece que: ”…la definición de los principales objetivosde los programas presupuestarios, junto con sus indicadores y metas a integrarse en el Proyecto dePresupuesto de Egresos de la Federación, son propuestos por las dependencias y entidadesresponsables de los mismos”.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-1-71-2010 del20 de enero de 2010, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de la Subdirección dePlaneación y Evaluación de PEP proporcionó copias del Informe de Avance de Gestión FinancieraEnero-Junio 2008, del Análisis del cumplimiento de los indicadores de desempeño de PemexExploración y Producción, y del Instructivo para el llenado y presentación del documento: Análisis delcumplimiento de los indicadores de desempeño para la Cuenta de la Hacienda Pública Federal de2008.Después de revisar la información y documentación proporcionada por la entidad fiscalizada, la ASFdeterminó que la observación subsiste, toda vez que no obstante que la entidad fiscalizadaproporcionó copias del Informe de Avance de Gestión Financiera Enero-Junio 2008, del Análisis delcumplimiento de los indicadores de desempeño de Pemex Exploración y Producción, y del Instructivopara el llenado y presentación del documento: Análisis del cumplimiento de los indicadores dedesempeño para la Cuenta de la Hacienda Pública Federal de 2008, no emitió respuesta alguna sobrela observación, lo cual impide identificar el objetivo de la información proporcionada.50

Sector EnergíaAcción Promovida08-1-18T4L-07-0485-07-001Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción realice las acciones que estimeconvenientes, a fin de que en la elaboración de los apartados Análisis Funcional ProgramáticoEconómico Financiero (Devengable) e Indicadores de Desempeño que integran el Presupuesto deEgresos de la Federación, considere únicamente el gasto programable, a fin de evitar diferencias einconsistencias en la presupuestación de los recursos, en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo3, párrafo segundo, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, ya que para darcorrecta aplicación a lo dispuesto en dicha ley las dependencias y entidades deberán observar lasdisposiciones generales que emita la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, a través de loslineamientos del Manual de Programación-Presupuestación, apartado III "Metodologías" y del Sistemade Evaluación al Desempeño en su apartado IV.2, penúltimo párrafo, donde se establece que: "...ladefinición de los principales objetivos de los programas presupuestarios, junto con sus indicadores ymetas a integrarse en el Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación, son propuestos porlas dependencias y entidades responsables de los mismos".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 3 Observación Núm. 1De acuerdo con el apartado “Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación de2008”, PEP estableció llevar a cabo la producción de 3,134.0 MBD de crudo, 6,117.5 MMPCD de gasnatural y 77.3 MBD de condensados; no obstante lo anterior, en el apartado “Indicadores deDesempeño” de ese mismo documento, no integró lo referente a la producción de gas natural ycondensados, omisión que se reflejó de la misma manera en los resultados de la CHPF de la entidadfiscalizada en el ejercicio 2008, en incumplimiento de los Indicadores de Desempeño los cuales debende estar integrados de forma tal que correspondan a un índice, medida, cociente o fórmula; y quepermitan establecer un parámetro de medición de lo que se pretende lograr en un año expresado entérminos de cobertura, eficiencia, impacto económico y social, calidad y equidad, que serán la base51

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008para el funcionamiento del Sistema de Evaluación del Desempeño, en términos del artículo 27,fracción II, párrafo segundo, de la Ley Federal del Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y delcapítulo V "La Metodología de Marco Lógico y la Matriz de Indicadores", aparatado V.4 "Indicadores deDesempeño" del Sistema de Evaluación al Desempeño, por lo que se incumplieron el capítulo IV “LaPlaneación Nacional y el Proceso Presupuestario”, apartado IV.2 “Programación y Presupuesto”,párrafo penúltimo, del Sistema de Evaluación al Desempeño, que a la letra dice: “La definición de losprincipales objetivos de los programas presupuestarios, junto con sus indicadores y metas a integrarseal PPEF (Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación), son propuestos por lasdependencias y entidades responsables de los mismos. Estos indicadores y metas serán reportadosen los informes que la SHCP rinde trimestralmente al H. Congreso de la Unión. Por lo tanto, losindicadores y su correspondiente avance deben mostrar los resultados de mayor relevancia en elquehacer de las dependencias y entidades, y ser resultado de un proceso de concertación. El resto delos indicadores contenidos en las MI (Matriz de Indicadores) servirán como insumo relevante para laevaluación” y el numeral 5 “Presupuesto basado en resultados (PbR)y sistema de evaluación deldesempeño (SED)”, del anexo dos “Metodología para la elaboración de la matriz de indicadores de losprogramas presupuestarios de la APF”, del punto 2 “Formulación, captura y aprobación de la matriz deindicadores”, de los “Lineamientos generales para el proceso de programación y presupuestación parael ejercicio fiscal 2008”, emitidos por la Unidad de Política y Control Presupuestario de la SHCP,mediante el oficio circular núm. 307-A.-1593 del 17 de julio de 2007, que a la letra dice: “Lasdependencias y entidades, a través de las unidades responsables de los programas presupuestarios,deberán utilizar como insumo para la elaboración de la matriz de indicadores de cada uno de susprogramas, el PND y los programas que se derivan de éste, así como los objetivos estratégicos a niveldependencia o entidad, según corresponda. Asimismo, podrán utilizar otros documentos que seconsideren relevantes, con el fin de que se reflejen adecuadamente los objetivos de cada programapresupuestario”.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-1-71-2010 del20 de enero de 2010, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de la Subdirección dePlaneación y Evaluación de PEP proporcionó copias del Informe de Avance de Gestión FinancieraEnero-Junio 2008, del Análisis del cumplimiento de los indicadores de desempeño de PemexExploración y Producción, y del Instructivo para el llenado y presentación del documento: Análisis delcumplimiento de los indicadores de desempeño para la Cuenta de la Hacienda Pública Federal de2008.52

Sector EnergíaDespués de revisar la información y documentación proporcionada por la entidad fiscalizada, la ASFdeterminó que la observación subsiste, toda vez que no obstante que la entidad fiscalizadaproporcionó copias del Informe de Avance de Gestión Financiera Enero-Junio 2008, del Análisis delcumplimiento de los indicadores de desempeño de Pemex Exploración y Producción, y del Instructivopara el llenado y presentación del documento: Análisis del cumplimiento de los indicadores dedesempeño para la Cuenta de la Hacienda Pública Federal de 2008, no emitió respuesta alguna sobrela observación, lo cual impide identificar el objetivo de la información proporcionada.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0485-07-002Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción revise la integración de la informaciónque deberá contener el Indicador de Desempeño "Producción de Petróleo Crudo", relativa a laproducción de gas natural y condensados, con el propósito de que dicho indicador permita medir losresultados en términos de calidad y cantidad de los bienes previstos, la eficiencia de las actividadesdesempeñadas, la consistencia del proceso productivo y el impacto económico de sus acciones, encumplimiento del artículo 27, fracción II, párrafo segundo, de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria; de los capítulos IV "La Planeación Nacional y el Proceso Presupuestario"y V "La Metodología de Marco Lógico y la Matriz de Indicadores", aparatados IV.2 "Programación yPresupuesto", párrafo penúltimo y V.4 "Indicadores de Desempeño", del Sistema de Evaluación alDesempeño y del numeral 5 "Presupuesto basado en resultados (PbR)y sistema de evaluación deldesempeño (SED)", del anexo dos "Metodología para la elaboración de la matriz de indicadores de losprogramas presupuestarios de la APF", del punto 2 "Formulación, captura y aprobación de la matriz deindicadores", de los "Lineamientos generales para el proceso de programación y presupuestación parael ejercicio fiscal vigente".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.53

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 4 Observación Núm. 1Con base en la revisión del Programa de Operación de Producción de Crudo 2008 y el Reporte de“Producción por Tipo de Crudo” 2008, ambos emitidos por PEP, se observó que durante ese año laentidad fiscalizada obtuvo una producción de 2,791.6 MBD, cantidad inferior en 10.9% con respecto ala dispuesta en la Estrategia Programática del PEF de 3,134.0 MBD; variación que se explica, según laentidad fiscalizada, por el mayor declive natural y el avance del contacto agua-aceite y gas-aceite delActivo Cantarell, así como por la cancelación de cargamentos a los Estados Unidos de América comoreflejo de los fenómenos meteorológicos adversos que enfrentó el país en septiembre de ese año.Con base en el reporte de “Producción de Petróleo Crudo por Región y Tipo, 2008”, se constató que ladiferencia se explica principalmente por la disminución en la producción de crudo pesado, como semuestra a continuación:Producción/Región/TipoPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR REGIÓN Y TIPO, 2008Miles de Barriles Diarios (MBD)2008 Variaciones (%) deProgramado Real Absoluta Relativa(1)(2) (3)=(2)-(1) (4)=(2)/(1) CumplimientoTotal Producción 3,134.0 2,791.6 (342.4) (10.9) 89.1Marina Noreste 1,955.4 1,745.6 (209.8) (10.7) 89.3Marina Suroeste 517.2 500.2 (17.0) (3.3) 96.7Sur 495.0 458.7 (36.3) (7.3) 92.7Norte 166.4 87.1 (79.3) (47.7) 52.3Pesado 2,011.8 1,765.6 (246.2) (12.2) 87.8Ligero 855.7 815.5 (40.2) (4.7) 95.3Súper Ligero 266.4 210.4 (56.0) (21.0) 79.0FUENTE: Pemex Exploración y Producción; Producción por Tipo de Crudo, 2008.La menor producción de barriles promedio diario durante el 2008 de 342.4 MBD fue determinada en un84.5% por el comportamiento de la Región Marina Noreste principalmente por la declinación del campoCantarell, así como por la Región Norte, por la declinación natural mayor que la programada en loscampos Coralillo, Tajín, Agua Fría, y Coapechaca, y al cierre de diversos pozos en el Activo IntegralPoza Rica-Altamira por las condiciones climatológicas adversas.54

Sector EnergíaEn cuanto al tipo de crudo, la menor producción registrada durante el 2008 se reflejó en el denominadohidrocarburo “Pesado”, cuya disminución en 246.2 MBD representó el 71.9% de 342.4 MBD; sinembargo, también es de destacar el comportamiento del “Ligero” y el “Súper Ligero”, ya que si bien lamenor producción de estos tipos de crudo no incidió en tal variación, son hidrocarburos de mayor valorcomercial.De acuerdo con el Reporte de Producción de Crudo del Activo Cantarell de 2008 emitido por PEP, suproducción fue de 1,039.5 MBD, cantidad inferior en 20.4% a la programada de 1,306.2 MBD. A efectode verificar la tendencia de la disminución mostrada en el Activo Cantarell, en el periodo 2000-2008,cuyos resultados se muestran a continuación:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPRODUCCIÓN DEL ACTIVO CANTARELL 2000-2008Miles de Barriles Diarios (MBD)FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Reporte de Producción de petróleo crudo 2000-2008, Programa de Operación Anual 2000-2008.Como se observa, a partir del año de 2004 el principal activo productor de crudo del país refleja unaTasa Media de Crecimiento Anual (TMCA) negativa del 16.5%, debido a su declinación natural, lo cualha repercutido desfavorablemente en la producción a nivel nacional; y de continuar con la tendencia55

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008observada, su ciclo de explotación concluiría aproximadamente en un periodo de 8 a 9 años, deacuerdo con el método de regresión3.Conforme al Reporte de Producción de Crudo 2000-2008 emitido por PEP, la participación en laproducción de crudo a nivel nacional del Activo Cantarell en ese periodo es la siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPARTICIPACIÓN DEL ACTIVO CANTARELL EN LA PRODUCCIÓN NACIONAL 2000-2008Miles de Barriles Diarios (MBD)AñosTotal ProducciónNacional(1)ProducciónActivo Cantarell(2)Participaciónen la Producción(%)(3)=(2)/(1)2000 3,012.0 1,438.4 47.82001 3,127.0 1,698.9 54.32002 3,177.1 1,878.6 59.12003 3,370.9 2,096.2 62.22004 3,382.9 2,136.4 63.22005 3,333.3 2,035.3 61.12006 3,255.6 1,800.9 55.32007 3,075.7 1,490.5 48.52008 2,791.6 1,039.5 37.2FUENTE: Pemex Exploración y Producción. Reporte de Producción de PetróleoCrudo 2000-2008.Toda vez que el Activo Cantarell contribuyó a la producción nacional de crudo en promedio con nivelessuperiores al 50.0% y dado su comportamiento registrado a partir del año 2004, es eminente suagotamiento en el mediano plazo, por lo cual se estima que PEP, en cumplimiento de lo dispuesto ensu Misión Estratégica establecida en el PEF de 2008, enfocaría parte de sus esfuerzos a la perforaciónde pozos exploratorios y de desarrollo, con la finalidad de incrementar el índice de éxito paracompensar la caída de la producción del activo en comento y en ese sentido garantizar tanto la ofertade hidrocarburos, como sus respectivas reservas.De acuerdo con la CHPF, durante el 2008 PEP terminó 664 pozos de desarrollo, cantidad inferior en41.8% a la establecida en el PEF de 1,140 pozos, debido, según la entidad fiscalizada, a que en el“Proyecto aceite terciario del golfo” se declaró desierta una licitación.3/ Se conoce como regresión lineal o método de mínimos cuadrados, al procedimiento de encontrar la ecuaciónde la recta que mejor se ajuste a un conjunto de puntos. El método de mínimos cuadrados permite encontrarel grado de correlación lineal entre un conjunto de pares de valores numéricos.56

Sector EnergíaEn la revisión al documento “Comparativo de Pozos Terminados de Desarrollo 2008”, proporcionadopor PEP por medio del oficio núm. PEP-SAF-GCG-651-2009 del 13 de julio de 2009, se observó que laentidad fiscalizada estableció en su programa original del Programa Operativo Trimestral - 1 (POT-1)Versión 1.1. Corporativo, la ejecución de 798 pozos de desarrollo terminados, cantidad que difiere en30.0% (342 pozos) de la presentada en el apartado Estrategia Programática del PEF 2008 de 1,140pozos de desarrollo.La diferencia observada revela que para la aprobación del PEF 2008, PEP estableció una cantidad de1,140 pozos de desarrollo por terminar, cantidad superior en 342 pozos a la dispuesta por elorganismo en el POT-1, por lo que la información que consigna en sus registros como programaciónoriginal es inconsistente.Por lo anterior, PEP no se ajustó a lo dispuesto en el artículo 45 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, ya que la programación de la terminación de pozos de desarrolloestablecida en el PEF difiere de la señalada en los registros internos de la entidad fiscalizada, por loque los resultados obtenidos en 2008 son inferiores, lo cual refleja un cumplimiento parcial de la meta,así como de la oportunidad y eficiencia previstas al no desarrollar esas acciones conforme a loprevisto.En la revisión al documento “Comparativo de Pozos Terminados de Desarrollo de 2008” y la relaciónde “Pozos de Desarrollo Terminados” desagregado por Activos 2008, ambos emitidos por PEPentregados mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-651-2009 del 13 de julio de 2009, se observó quedurante ese año la terminación de pozos de desarrollo es la siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPOZOS DE DESARROLLO TERMINADOS 2008(POZOS)Conceptos Año Variación(%) de2008 Absoluta (%) CumplimientoRealProgramado (1) (2) (3)=(2)-(1) (4)=(2)/(1)Total 798 664 (134) (16.8) 83.2Región Marina Noreste 44 41 (3) (6.8) 93.2Región Marina Suroeste 19 18 (1) (5.3) 94.7Norte 669 483 (186) (27.8) 72.2Sur 66 122 56 84.8 184.8FUENTE: Pemex Exploración y Producción. Tabla Comparativa de Programación. POA vsReal 2000-2008, Pozos Terminados 2000-2008.57

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008De acuerdo con esos registros internos, el menor número alcanzado de 134 pozos en desarrolloterminados por PEP durante 2008 es determinado por el comportamiento de la Región Norte, alejecutar sólo el 72.2% de la meta programada, cantidad que contrasta, según esos documentos, con laregistrada por la Región Sur, toda vez que durante ese año de referencia en esa zona se llevó a cabola perforación de 122 pozos, 56 más de los programados.Sin embargo, en relación con lo dispuesto en la Estrategia Programática del PEF, el avance de PEP enla terminación de pozos de desarrollo durante el 2008 fue del 58.2% y no del 83.2% como lo refleja elDocumento “Comparativo de Pozos Terminados de Desarrollo de 2008”; por lo que durante ese añoPEP dejó de realizar 476 pozos de desarrollo terminados; y por consiguiente, de acuerdo con esa metaprogramada, cumplió parcialmente con la infraestructura para una posible producción adicional decrudo, gas y condensados, necesarios para compensar la caída de producción registrada por el ActivoCantarell.El incumplimiento del 41.8% en la meta de Terminación de Pozos de Desarrollo denota que PEPcumplió parcialmente con su misión institucional, en cuanto a maximizar el valor económico a largoplazo de las reservas de crudo y gas natural del país durante el ejercicio fiscal del 2008; y por lo tanto,no contribuyó con la eficacia necesaria para disminuir la brecha de producción de crudo equivalenteprovocada por la declinación natural del Activo Cantarell.Con base en la información proporcionada por PEP, se precisó que la terminación de pozos dedesarrollo durante el periodo 2000-2008 fue la siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPOZOS DE DESARROLLO TERMINADOS 2000-2008(POZOS TERMINADOS)Pozos TerminadosPozos de Desarrollo Terminados2000‐20081200100080060040020002000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008Programado 196 381 472 629 860 687 471 713 1140Real 210 406 404 505 624 668 587 610 664FUENTE: Pemex Exploración y Producción: Tabla Comparativa deProgramación. (POA) vs Real 2000-2007 y Pozos deDesarrollo Terminados 2000-2008.58

Sector EnergíaA partir de 2002 y con excepción de 2006, los resultados de PEP muestran una tendencia a la baja enla terminación de pozos de desarrollo, comportamiento contrario a la estrategia de incrementar yresguardar en el mediano y largo plazos la producción, así como las reservas de crudo equivalente,como lo dispone su Misión Institucional, hecho que se agudiza por la tendencia decreciente en laproducción de crudo del Activo Cantarell, lo que revela riesgos para la entidad fiscalizada que en elcorto y mediano plazos prosiga una tendencia a la baja en la producción nacional de crudoequivalente.Con base en los resultados obtenidos en la producción de crudo durante el 2008 por PEP, sedeterminó una falta de alineación de las estrategias del organismo para una eficiente extracción delhidrocarburo que asegure la atención de la demanda, así como los niveles de reservas, ya que lacaída de la producción del Activo Cantarell, la cual se presenta con mayor profundidad a partir de2005, no es compensada con un mayor número de pozos de desarrollo terminados, ni complementadacon la exploración en aguas profundas, ya que para esta actividad se asignaron recursos a partir de2008 sólo para exploración y no para desarrollo. Por ello, si bien la entidad fiscalizada ejecuta susacciones de acuerdo con sus funciones y atribuciones, no son suficientes para dar una cabal atencióna la misión institucional, en el sentido de maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas decrudo y gas natural del país, y mantener un mercado interno cada vez más vigoroso y una economíaen desarrollo sustentable, en incumplimiento de los artículos 45, párrafo primero, de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria; 27 de la Ley de Planeación; y 10 de la Ley Orgánica dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-1-71-2010 del20 de enero de 2010, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de la Subdirección dePlaneación y Evaluación de PEP informó que los equipos designados para la actividad de perforacióny terminación de pozos, y derivado de una menor disponibilidad de equipos para el proyecto AceiteTerciario del Golfo, dichos recursos se direccionaron para la actividad de intervenciones a pozos;asimismo, que se realizaron 2 mil 817 intervenciones a pozos, cifra mayor en 460 a las realizadas en elmismo periodo de 2007, y 602 más a las intervenciones programadas, para un cumplimiento de 127por ciento, por lo que se alcanzó una producción incremental promedio diaria de 169 mil 455 barrilesde crudo y 465 millones de pies cúbicos de gas.Después de revisar la información y documentación proporcionada por la entidad fiscalizada, la ASFdeterminó que la observación subsiste, toda vez que no obstante que la entidad fiscalizada justificó153 pozos a terminar considerados en el POT-1 de 2008 bajo el esquema de Contratos de Obra59

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Pública Financiada (COPF), no justificó la diferencia de programación de 189 pozos entre el PEF y susregistros internos.Acción Promovida08-1-18T4I-07-0485-07-001Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Petróleos Mexicanos y Pemex Exploración y Producción, en coordinacióncon las autoridades financieras y normativas del sector energía, prioricen el fomento de las actividadescorrespondientes a la exploración en nuevos campos de desarrollo, entre ellas, la exploración enaguas profundas, a fin de contrarrestar la disminución en la producción de petróleo crudo del ActivoCantarell, considerando las repercusiones económicas y sociales que esta situación representa para elpaís, en cumplimiento de los artículos 27 de la Ley de Planeación; 45, párrafo primero; y 19, fraccionesI, II y III, de la Ley de Petróleos Mexicanos; 33, fracciones I y III, de la Ley Orgánica de laAdministración Pública Federal; y 26, fracciones XIII y XXI, del Reglamento Interior de la Secretaría deEnergía.Petróleos Mexicanos presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazo máximo de 30días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejoras realizadas o, en sucaso, la justificación de su improcedencia.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0485-07-003Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción considere para la programación de lasmetas de terminación de pozos de desarrollo la información aprobada en el Presupuesto de Egresosde la Federación, a fin de que al término del ejercicio, sus registros internos reflejen efectivamente elcumplimiento de la eficacia, eficiencia y oportunidad previstas, de conformidad con lo establecido en el60

Sector Energíaartículo 45, párrafo primero, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, ya quela eficacia dependerá del logro de los objetivos y metas previstos, en el ejercicio presupuestario, entérminos del artículo 2, fracción XI, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0485-07-004Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción intensifique las acciones de control,verificación y seguimiento en la terminación de pozos de desarrollo, con la finalidad de que en losucesivo dé cabal cumplimiento al programa establecido en el Presupuesto de Egresos de laFederación con la eficacia esperada; se fortalezca el proceso de producción de crudo y sobre todo queel desempeño sea congruente con lo dispuesto en su misión institucional referente a maximizar el valoreconómico y garantizar las reservas de crudo en cumplimiento de la Estrategia Programática, deconformidad con lo establecido en el artículo 45, párrafo primero, de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 5 Observación Núm. 1En la revisión efectuada al “Balance de Gas Total”, a la “Oferta de Gas Natural” 2000-2008 y a los“Programas de Operación” 2000-2008 proporcionados por PEP con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-651-2009 del 13 de julio de 2009, se observó que durante el ejercicio fiscal del 2008, la entidad fiscalizadaobtuvo una producción de gas natural de 6,918.6 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas61

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008natural, cantidad superior en 13.1% a la prevista en el PEF de 6,117.5 MMPCD, debido a la elevadaproducción en los pozos cercanos a la zona de transición del Activo Cantarell.De acuerdo con la CHPF y el documento “Producción de Gas” emitido por PEP por Región y Tipo deGas, la producción de 2008 es la siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR REGIÓN Y POR TIPO, 2008Millones de Pies Cúbicos Diarios (MMPCD)2008 Variaciones (%) deProducción/Región/Tipo Programado Real Absoluta (%)(1)(2) (3)=(2)-(1) (4)=(2)/(1) CumplimientoTotal Producción 6,117.4 6,918.7 801.3 13.1 113.1Marina Noreste 1,002.4 1,901.3 898.9 89.7 189.7Marina Suroeste 1,071.0 1,022.9 (48.1) (4.5) 95.5Sur 1,318.9 1,450.6 131.7 10.0 110.0Norte 2,725.1 2,543.9 (181.2) (6.6) 93.4Asociado 3,345.4 4,319.8 974.4 29.1 129.1No Asociado 2,772.1 2,598.8 (173.3) (6.3) 93.7FUENTE: Pemex Exploración y Producción; Producción de Gas, 2008.Si bien durante el 2008 PEP obtuvo una mayor producción a nivel nacional, por región productora sepresentan comportamientos heterogéneos, toda vez que las Regiones Marina Noreste y Surpresentaron volúmenes superiores a los programados en 89.7% y 10.0%, respectivamente; en tantoque las Regiones Marina Suroeste y Norte no alcanzaron la meta prevista, al presentar una produccióninferior en 4.5% y 6.6%, en ese orden. En cuanto a tipo de gas, en el año de referencia, el gasasociado registró un incremento del 29.1%, con respecto al programado, en tanto que el no asociadoreportó una disminución del 6.3% en relación con el previsto.Por lo que respecta a la Región Marina Suroeste, la variación negativa se explica por los altoscontenidos de nitrógeno en el gas natural y por los retrasos en los procesos de la licitación decompresión del Activo Integral Veracruz; en cuanto a la Región Norte, la diferencia se explica por elrechazo de condensados en el complejo procesador de Gas Burgos y por el cierre de seis pozos porcontingencia tropical.De acuerdo con los “Programas de Operación: Distribución de Gas Natural” 2000-2008 y el “Balancede Gas Total Nacional” 2000-2008, la atención de la demanda en relación con la disponibilidad de gasnatural registrada en el periodo 2000-2008 es la siguiente:62

Sector EnergíaPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNATENCIÓN A LA DEMANDA DE GAS NATURAL 2000-2008Millones de Pies Cúbicos Diarios (MMPCD)AñosDemandaOfertaVariación(1)(2)Absoluta Relativa(3)=(2)-(1) 4)=(2)/(1)2008 6,035.4 5,639.7 (395.7) (6.6)2007 5,837.6 5,622.5 (215.1) (3.7)2006 5,271.2 5,341.6 70.4 1.32005 4,953.8 4,924.4 (29.4) (0.6)2004 4,677.2 4,775.7 98.5 2.12003 4,863.3 4,590.2 (273.1) (5.6)2002 4,557.3 4,433.3 (124.0) (2.7)2001 4,695.5 4,327.3 (368.2) (7.8)2000 4,666.2 4,383.8 (282.4) (6.1)FUENTE: Pemex Exploración y Producción; “Programas de Operación”: “Distribución deGas Natural” 2000-2008 y el “Balance de Gas Total Nacional” 2000-2008.Con excepción de 2004 y 2006, la producción de gas natural en el periodo 2000-2008 ha resultadoinsuficiente para dar cumplimiento a la demanda presentada por Pemex Gas y Petroquímica Básica ypor Pemex Refinación, en particular en 2008, al presentar un déficit de 395.7 MMPCD; por lo cual, deacuerdo con la Memoria de Labores de 2008 de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios,PEMEX recurrió a la importación de ese producto por una cantidad de 450.4 MMPCD.Conforme con la Memoria de Labores de PEMEX y Organismos Subsidiarios, PEP en el 2008 envió ala atmósfera 1,334.0 MMPCD de gas natural, volumen superior en 143.9% al promedio registrado en2007 de 547.0 MMPCD; variación que se explica, según ese documento, por el alto contenido denitrógeno en este hidrocarburo que superó la capacidad de compresión y transporte de las regionesmarinas; y por la limitación de capacidad operativa de las plantas de gas para procesar gas húmedocon alto contenido de nitrógeno.Como resultado de lo anterior, el envío de gas natural a la atmósfera durante el 2000-2008 fue elsiguiente:63

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNGAS NATURAL ENVIADO A LA ATMÓSFERA 2000-2008Millones de Pies Cúbicos Diarios (MMPCD)Años TMCAConcepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 (%)GasNatural 450 347 266 254 153 182 271 547 1334 14.55FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Anuario Estadístico 2009.Durante 2008, la producción de gas natural fue insuficiente para dar atención a la demanda interna, yaque en ese año presentó un déficit de 395.7 MMPCD, por lo cual se recurrió a la importación de gasnatural. Cabe señalar que en ese mismo año se enviaron a la atmósfera un promedio anual de 1,334.0MMPCD de gas, de los cuales 852.0 MMPCD correspondieron a gas natural (63.9%) y 482.0 MMPCDa nitrógeno (36.1%).El volumen de gas natural enviado a la atmósfera durante el 2008 (852.0 MMPCD) significó el 15.1%de la oferta nacional de 5,639.7 MMPCD y representó a PEP dejar de captar ingresos adicionales por26,735,760.0 miles de pesos, a razón de un precio promedio de 31.38 pesos por pie cúbico.En cuanto a la cantidad de nitrógeno enviado a la atmósfera (482.0 MMPCD), si se considera el preciopromedio que paga PEP a terceros por la inyección de ese producto en la explotación de los pozospetrolíferos a su cargo, con base en el precio promedio de 515.5 dólares por MMPCD establecido porla Compañía de Nitrógeno de Cantarell, S.A. de C.V., en 2008, por medio de los contratos núms. PEP-S-IT-112/97 y 412604853, el volumen arrojado a la atmósfera representa un valor de 248,471.0dólares si se considera el precio promedio que PEP paga a terceros por la inyección de ese productoen la explotación de los pozos petrolíferos a su cargo.La insuficiencia de infraestructura operativa para procesar y distribuir mayores niveles de gas natural ynitrógeno representan un costo de 26,735,760.0 miles de pesos sin considerar lo relativo al nitrógeno,cantidad que representa el 26.9% del total de los recursos erogados en programa Presupuestario B001“Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos” de 99,339,967.7miles de pesos.Como consecuencia de los resultados obtenidos en la producción de gas natural, PEP refleja uncumplimiento parcial en su desempeño productivo, toda vez que durante 2008 incumplió con lademanda prevista en el suministro de ese producto a Pemex Gas y Petroquímica Básica y a PemexRefinación, por lo que se recurrió a la importación de dicho producto y se dejaron de aprovecharrecursos por 26,735,760.0 miles de pesos, por no contar con la infraestructura necesaria para laoptimización y aprovechamiento en la producción de gas natural, en incumplimiento de los artículos 2,64

Sector Energíaprimer párrafo, y 3 de la Ley de Planeación; 34, fracción II, de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria; y 10 de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-1-71-2010 del20 de enero de 2010, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de la Subdirección dePlaneación y Evaluación de PEP proporcionó copia del Informe de los Auditores Independientes de losEstados Financieros de Pemex Exploración y Producción.Después de revisar la información y documentación proporcionada por la entidad fiscalizada, la ASFdeterminó que la observación subsiste, toda vez que no obstante que la entidad fiscalizadaproporcionó copia del Informe de los Auditores Independientes de los Estados Financieros de PemexExploración y Producción, no emitió respuesta alguna sobre la observación, lo cual impide identificar elobjetivo de la información proporcionada.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0485-07-005Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción adopte las medidas pertinentes paraque en el corto plazo se realicen los estudios de costo-beneficio para implementar proyectos deinversión encaminados al desarrollo y aprovechamiento de los productos que se envían a la atmósfera,con la finalidad de que en los ejercicios subsecuentes obtenga mayores beneficios y se reflejen en elincremento de la venta de gas natural, y se evalúe la viabilidad de disminuir o eliminar la inyección degas nitrógeno en el Activo Cantarell por gas natural, a fin de aprovechar este hidrocarburo para laventa y eliminar su quema por no contar con la infraestructura necesaria para su procesamiento, encumplimiento de los artículos 2, primer párrafo, y 3 de la Ley de Planeación; 34, fracción II, de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria; y 19, fracciones I, II y III, de la Ley dePetróleos Mexicanos.65

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 6Sin ObservacionesDe acuerdo con el apartado “Estrategia Programática” del PEF 2008, PEP estableció, entre otras, lameta estratégica de producir 28,308.0 MBA de condensados; no obstante su carácter estratégico, en laCHPF de ese año no se reportó resultado alguno.El no reportar en la CHPF los resultados obtenidos a través de la ejecución de las metas consideradascomo estratégicas denota una omisión por parte de PEP, ya que en este documento la entidadfiscalizada no reflejó el cumplimiento de los objetivos propuestos en el PEF el comportamientopresupuestal registrado durante el ejercicio, así como las explicaciones sobre los resultados y lasvariaciones registradas durante el ejercicio, ya que esta información es la base para la evaluación deldesempeño de la producción de condensados en el 2008. Todo ello incumplió el artículo 45, párrafoscuarto y quinto, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y del inciso 1”Lineamientos generales y específicos”, apartado “Lineamientos Específicos a observar durante laelaboración de los anteproyectos y la integración del PEF 2008”, del Manual de Programación yPresupuesto Ejercicio Fiscal 2008.Sobre el particular, mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-651-2009 del 13 de julio de 2009, PEPseñaló que la información referente a los condensados no se incluyó, toda vez que no existe algúnindicador al cual se asociarían los resultados, razón por la que no se reportó en la CHPF 2008.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-02-2010 del 4 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-12-491-2009del 31 de diciembre de 2009, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de laSubdirección de Planeación y Evaluación de PEP informó que el volumen de condensados entregadosa las plantas de proceso fue en promedio de 48 mil barriles diarios y que esta información seencuentra disponible para su consulta en la base de datos institucional del Organismo (BDI-PEP);asimismo, señaló que se alcanzó un cumplimiento en la meta del 62.0%, lo que representa unadiferencia de 29 mil barriles diarios, lo anterior se explica principalmente por el impacto del incrementode gas enviado a la atmósfera, a la menor entrega de gas a plantas de la Región Marina Noreste y decondensados en el Activo Burgos.66

Sector EnergíaAl respecto, la ASF determinó atendida la observación, ya que efectivamente se registró unadeficiencia en la integración del indicador “Producción de Petróleo Crudo”, por lo que en el resultadonúm. 4 se emitió un dictamen sobre el particular; además, la entidad fiscalizada aclaro que lainformación del volumen de condensados entregados a las plantas de proceso se encuentra disponiblepara su consulta en la base de datos institucional del Organismo (BDI-PEP).Resultado Núm. 7 Observación Núm. 1De acuerdo con el documento “Relación de Pozos de Desarrollo realizados con equipo de PEP y/oCompañía periodo 2000-2008”; se observó que durante el ejercicio fiscal de 2008 la entidad fiscalizadarealizó la perforación de 754 pozos de desarrollo, cantidad inferior en 23.4% a la registrada en el“Programa de Pozos a Perforar de Desarrollo Año 2008” POT-1 de 984 pozos.Por región productora, la perforación de pozos es la siguiente:RegiónPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO 2008(POZOS)2008 VariacionesProgramado Real Absoluta (%)(1)(2) (3)=(2)-(1) (4)=(2)/(1)(%) deCumplimientoTotal Pozos 984 754 (230.0) (23.4) 76.6Marina Noreste 41 41 0.0 0.0 100.0Marina Suroeste 17 20 3.0 17.6 117.6Sur 64 121 57.0 89.1 189.1Norte 862 572 (290.0) (33.6) 66.4FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Programa de Pozos a Perforar de Desarrollo Año 2008,POT-1; y Relación de Pozos Perforados de Desarrollo realizados por Equipos de PEMEXy/o Compañía periodo 2000-2008.Al respecto, se precisó que el menor número de perforación de pozos de desarrollo realizado durante2008 es determinado por la Región Norte, al llevar a cabo ese tipo de trabajos en sólo el 66.4% de los862 pozos previstos inicialmente; esto contrasta con el desempeño mostrado por las regiones Sur ySuroeste, ya que ambas presentan resultados superiores en 89.1% y 17.6% en relación con las metasprogramadas, en tanto la Región Marina Noreste dio cabal cumplimiento al programa establecido.67

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Con base en la revisión del Reporte de “Costo de Perforación y Terminación de Pozos de Desarrollo2008 realizados con equipos de PEP y equipos de Compañía”, se comprobó que la entidad fiscalizadaerogó 53,503,952.2 miles de pesos en la perforación de pozos, cantidad que representó el 53.9% delpresupuesto ejercido por medio del Programa Presupuestario B001 denominado “Producción dePetróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos”, consignado en la CHPF de 99,339,967.7 miles de pesos.En ese sentido, se determinó que la entidad fiscalizada en 2008 para la perforación de los 214 pozosrealizados con recursos propios ejerció 13,211,571.6 miles de pesos, monto que representó el 24.7%del total devengado por PEP en la ejecución de las acciones; en tanto que, a través de la perforaciónde los 540 pozos restantes efectuados mediante compañías, se erogaron 40,292,380.6 miles depesos, cantidad que significó el 75.3 % del total erogado.Al respecto, con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-1130-2009 del 3 de noviembre de 2009 la entidadfiscalizada informó que el programa operativo en comento rebasó la capacidad de ejecución de lasdivisiones y se requirió la contratación de equipos adicionales, ya que PEP sólo cuenta con 117equipos propios, los cuales están ocupados todo el año. Asimismo, indicó que los equipos, materialesy servicios especializados utilizados para la perforación, por su especificidad y tecnología, soncontratados por medio de procesos licitatorios, y los equipos se asignan de acuerdo con losrequerimientos de sus capacidades y se ejecuta la perforación utilizando los mismos contratos deservicios y materiales en los equipos propios y arrendados, por lo que la diferencia de costo estáasociada a la complejidad de las intervenciones, tales como profundidad, objetivo, cantidad y diámetrode tuberías de revestimiento, complejidad geológica, condiciones de formaciones a perforar,trayectoria, entre otras.Como resultado de lo anterior, en 2008 se pagó a las compañías en promedio 74,615.5 miles de pesospor la perforación de cada pozo, monto superior en 12,879.2 miles de pesos al costo obtenido de61,736.3 miles de pesos en la ejecución de esas mismas acciones con recursos propios; hecho por elque durante ese año de referencia, al encomendar la perforación a terceros, la entidad fiscalizadacubrió una cantidad de 6,954,778.6 miles de pesos con recursos adicionales, con la cual a través de laadministración directa de PEP podrían realizar 112 perforaciones más que las registradas. Todo elloincumplió el artículo 45, primer párrafo, de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria.Durante el periodo 2000-2008 el costo promedio por perforación de pozos realizados, tanto conrecursos propios de PEP como por medio de compañías, es el siguiente:68

Sector EnergíaPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOSTO PROMEDIO POR POZO DE DESARROLLO PERFORADO DE PEMEX Y LA COMPAÑÍAPARA EL PERIODO 2000-2008(MILES DE PESOS)FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Costos de Perforación y Terminación de Pozos deDesarrollo con equipos de Pemex y Equipos de Compañía 2000-2008.Con excepción del año 2000, a partir de 2007 se muestra una modificación en la tendencia de loscostos promedio en la perforación de pozos de desarrollo, ya que los presentados por las empresascontratistas resultan superiores a los registrados por PEP por medio de la perforación con recursospropios; en ese sentido, si se considera que dichas compañías en ese último año y el 2008 realizaronactividades de perforación en 895 pozos, la entidad fiscalizada pagó por ello un costo mayor de13,092,196.1 miles de pesos en relación con sus costos de perforación, cantidad con la cual duplicaríaen 100% la meta alcanzada en 2008 de 214 a 426 pozos.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-1-71-2010 del20 de enero de 2010, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de la Subdirección dePlaneación y Evaluación de PEP informó con el propósito de cumplir con los objetivos y metasestablecidas en el Programa Estratégico 2007-2015 de PEP, dicha subdirección definió la siguienteiniciativa estratégica alineada a la cadena de valor del organismo: “Realizar una transformación69

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008operativa de la función de perforación, terminación y reparación de pozos”, que incluye la acción de“Asegurar la capacidad de ejecución con equipos de perforación y reparación de pozos, para cumplircon los programas operativos”; asimismo, señaló que como parte de las actividades, se estádocumentando el proyecto de sustitución, rehabilitación, modernización y automatización de losequipos de perforación y reparación de pozos propiedad de Petróleos Mexicanos, que tiene comoobjetivo incrementar la seguridad, confiabilidad, capacidad de ejecución y competitividad de losmismos.Además, informo que a fin de jerarquizar los equipos susceptibles a rehabilitar, modernizar,automatizar y/o sustituir se aplicó una metodología basada en aspectos técnicos, seguridad,económicos, estándares internacionales, así como en la opinión de expertos para generar la propuestade mayor valor para Pemex en materia de equipos. Las premisas para la jerarquización consideraronlos siguientes criterios:• Sustituir: Retirar de operación a un equipo, considerando que sus condiciones de integridadmecánica se encuentran por debajo del estándar y el costo para llevarlo a esa condición estan alto que no justifica la inversión.• Rehabilitación: Actividad que consiste en restituir la integridad mecánica o cambiar lascondiciones originales de funcionalidad en forma integral a un equipo, sistema o componente,sin que implique un cambio tecnológico de los mismos.• Modernización: Cambio tecnológico a un equipo, sistema o componente, que incremente laconfiabilidad, efectividad y/o seguridad del mismo.• Automatización: Incorporación de sistemas o elementos en los equipos de perforación yreparación de pozos que reducen la intervención directa del personal en los procesos demanejo de tubulares.El análisis situacional de 117 equipos propiedad de Petróleos Mexicanos es el siguiente:• 90 equipos deben ser rehabilitados (reparación general) con el objeto de aumentar ladisponibilidad y mantener una operación confiable y segura.• 24 equipos deben tener una inversión mínima para mantenerlos operando de una manerasegura hasta su sustitución.• 3 equipos deben ser sustituidos lo antes posible, por lo que no se recomienda ningún tipo deinversión.70

Sector EnergíaPor último, señaló que atendiendo la iniciativa estratégica arriba mencionada, que incluye el proyectode rehabilitación, modernización, automatización y sustitución de equipos, este proyecto se coordinaráhasta su conclusión con la Subdirección de Planeación y Evaluación, la cual de conformidad al marcode sus atribuciones integrará el mismo en la cartera de proyectos, para la asignación de recursoseconómicos que permitan su realización.Después de revisar la información y documentación proporcionada por la entidad fiscalizada, la ASFdeterminó que la observación subsiste, toda vez que no obstante que la entidad fiscalizada ha llevadoa cabo esfuerzos con el propósito de cumplir con los objetivos y metas establecidas en el ProgramaEstratégico 2007-2015 de PEP, mediante la sustitución, rehabilitación, modernización y automatizaciónde los 117 equipos de perforación propiedad de Petróleos Mexicanos, no demostró durante el ejerciciofiscal de la revisión un incremento en el equipo de perforación y la infraestructura necesaria pararealizar con recursos propios las actividades de perforación de los pozos de desarrollo, ya que fuenecesaria la intervención de compañías para la perforación de 540 pozos.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0485-07-006Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción realice los estudios necesarios sobre lafactibilidad de incrementar el equipamiento y la infraestructura necesaria para realizar con recursospropios las actividades de perforación de pozos de desarrollo, con el propósito de optimizar laaplicación presupuestal, la generación de un mayor desempeño operativo y, sobre todo, que dispongade mayores recursos presupuestales para realizar esta actividad medular en la producción de crudo ygas, conforme a lo establecido en los artículos 2, primer párrafo, y 3 de la Ley de Planeación y 45,primer párrafo, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.71

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 8Sin ObservacionesDe acuerdo con el “Programa Anual de Mantenimientos” previstos y realizados durante el ejercicio de2008, PEP realizó 1,640 reparaciones menores en los pozos de desarrollo, cantidad superior en 5.2%a la programada de 1,559; en tanto, las reparaciones mayores resultaron superiores en 12.3% alefectuar 911 mantenimientos mayores de los 811 programados. Por región, el mantenimiento otorgadoen ese año, es el siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNMANTENIMIENTOS EN LOS POZOS DE DESARROLLO, POR REGIÓN, 2008(NÚMERO DE MANTENIMIENTOS)RegionesReparacionesMenoresPOARealVariaciónAbsolutaVariaciónRelativaPOARealReparacionesMayoresVariaciónAbsolutaVariaciónRelativa(1) (2) (3)=(2)-(1) (4)=(2)/(1) (5) (6) (7)=(6)-(5) (8)=(6)/(5)Región MarinaNoreste245 187 (58) (23.7) 46 59 13 28.3Región MarinaSuroeste18 35 17 94.4 10 18 8 80.0Región Norte 1,278 1,320 42 3.3 614 596 (18) (2.9)Región Sur 18 98 80 444.4 141 238 97 68.8Total 1,559 1,640 81 5.2 811 911 100 12.3FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Programa Anual de Mantenimientos previstos y realizadosdurante el ejercicio 2008 en los Pozos de Desarrollo.Si bien la entidad fiscalizada dio cumplimiento al programa de mantenimiento menor en los pozos dedesarrollo a su cargo, por el mayor número de esos trabajos efectuados por las regiones Sur y MarinaSuroeste, las cuales registraron un alcance en la meta superior en 444.4% y 94.4% conforme a loprevisto, también se observa que la Región Marina Noreste cumplió parcialmente respecto al programaoriginal, al sólo proporcionar mantenimiento en 187 pozos de los 245 establecidos inicialmente.Asimismo, contribuyó a ello la Región Norte, al reportar trabajos en 1320 pozos de los 1278programados, ya que del total realizado en ese año, esa región participó con el 80.5%.Por lo que respecta a los trabajos de mantenimiento mayor, en ese año de referencia, PEP otorgó 911servicios de los 811 programados, por lo cual dio cumplimiento a la meta en 12.3% más de lo previsto;esto se explica por el comportamiento mostrado por la Región Sur, la cual otorgó 238 mantenimientosen ese mismo número de instalaciones, cantidad superior en 68.8% respecto a lo establecido72

Sector Energíaoriginalmente de 141 pozos; en contrasentido, la Región Norte cumplió parcialmente con el programaal registrar un alcance inferior en 2.9%, al sólo efectuar ese tipo de trabajos en 596 de los 614 pozosdispuestos en el Programa Operativo Anual (POA).En el 2008, PEP dio cabal cumplimiento al Programa de Mantenimiento Mayor y Menor a los pozos dedesarrollo; sin embargo, se determinó que esas acciones adoptadas por la entidad fiscalizada resultanaún insuficientes, ya que de acuerdo con lo reportado en la CHPF tan sólo se atendieron 2,551 de los6,381 pozos en activo a ese año, por lo que la cobertura sólo se alcanzó en 40.0%.Lo anterior refleja que a 2008 PEP presenta una problemática general en el desarrollo y expansión dela infraestructura existente para la producción de crudo y gas natural, ya que a la falta de exploraciónen aguas profundas y otros campos, el incumplimiento en la perforación y terminación de pozos dedesarrollo y al declive natural del Activo Cantarell, se adiciona una cobertura insuficiente en losservicios de mantenimiento de los pozos en producción, lo cual, en conjunto, constituye un riesgo parasostener la producción en el mediano y largo plazos para dar atención a los mercados interno yexterno de petrolíferos, en incumplimiento del artículo 10 de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-02-2010 del 4 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-12-491-2009del 31 de diciembre de 2009, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de laSubdirección de Planeación y Evaluación de PEP informó que para atender este resultado, esnecesario hacer las siguientes precisiones:Después de que un pozo es terminado como productor, inicia su etapa de vida productiva que con eltiempo puede entrar a un periodo de disminución de los volúmenes de producción esperados, dichadisminución puede ocurrir por agotamiento de la reserva o de la presión, por incremento de losporcentajes de agua o de gas a valores no manejables, por manifestar presión o flujos de agua y/o gasen los espacios anulares, por tener colapsos o roturas en las tuberías de revestimiento, por colapso odesprendimiento del aparejo de producción, por funcionamiento defectuoso del sistema artificial, etc.Con el fin de mantener el pozo produciendo y así cumplir con las metas establecidas normalmente serealizan análisis y estudios para programar alguna intervención que permita rehabilitar a la vidaproductiva dicho pozo. A esta serie de intervenciones es a lo que normalmente se le denominaMantenimiento de Pozos.73

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Estas intervenciones se clasifican por las características de los trabajos a realizar en:Intervenciones mayores.- Son las actividades dirigidas a rehabilitar pozos mediante cambios deintervalo, profundizaciones, reentradas, ampliaciones o adición de intervalos, segregación de fluidos,reacondicionamiento de Tuberías de revestimiento dañadas, mejoramiento de cementaciones ytratamientos para consolidar formaciones.Intervenciones menores.- Una intervención menor es aquella que se realiza a un pozo productor oinyector que presenta problemas en su operación normal. Esta intervención no afecta al yacimiento oreserva en explotación y no modifica la geometría de las tuberías de revestimiento. Se clasifican comointervenciones menores, los cambios de aparejo de producción del mismo diámetro, cambios deaccesorios del aparejo de producción, conversión de aparejo para sistema artificial, rehabilitación delaparejo de sistema artificial, cambio del diámetro del aparejo de producción y conversión del aparejode producción a inyector sin modificar el intervalo disparado.De esta manera, sólo se realizan los trabajos de mantenimiento a aquellos pozos que, derivado de losanálisis y estudios requieran ser intervenidos, de tal forma que no todos los pozos operando requierende mantenimiento.Al respecto, la ASF determinó atendida la observación, toda vez que se constató que la entidadfiscalizada justificó que sólo se realizan los trabajos de mantenimiento a aquellos pozos que, derivadode los análisis y estudios requieran ser intervenidos, de tal forma que no todos los pozos operandorequieren de mantenimiento.Resultado Núm. 9Sin ObservacionesCon base en la revisión del reporte de “Volúmenes de Nitrógeno entregado por la Compañía Cantarell,S.A. de C.V., periodo 2000-2008”, se constató que en el ejercicio fiscal de 2008 a través de loscontratos núms. PEP-S-IT-112/97 y 4126048503, la entidad fiscalizada recibió 525,156.0 millones depies cúbicos anuales (MMPCA) de gas nitrógeno, para mejorar los niveles de presión en la extracciónde crudo mediante la inyección de este gas en los pozos del Activo Cantarell, lo que refleja la crecientedificultad para la explotación de los pozos del citado activo y la repercusión de ello, ya que laproducción de gas natural presentó un alto contenido de nitrógeno y que aproximadamente 39.0% dela producción no sea enviada a proceso para su separación, al no contar con la infraestructuranecesaria para separar el nitrógeno del gas, tal como se afirma en la Memoria de Labores de PetróleosMexicanos 2008.74

Sector EnergíaDe acuerdo con la información antes señalada, se precisó que en el periodo 2000-2008 la inyección degas nitrógeno fue la siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNSUMINISTRO DE NITRÓGENO INYECTADO EN EL ACTIVO CANTARELL (2000-2008)VOLUMEN ANUAL (MMPC)PeriodoPEP-S-IT-112/97(1)Contratos412604853(2)TOTALES3=(1)+(2)2000 146,180.6 146,180.62001 390,792.2 390,792.22002 320,003.6 320,003.62003 399,766.6 399,766.62004 419,057.9 419,057.92005 413,775.2 413,775.22006 419,041.8 17,354.8 436,396.62007 420,136.2 107,010.9 527,147.12008 418,549.4 106,606.7 525,156.1TOTAL 3,347,303.5 230,972.4 3,578,275.9TMCA (%) 14.1 147.8 17.3FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Volúmenes de Nitrógeno entregado por la Compañía deNitrógeno Cantarell S.A de C.V., para el periodo 2000-2008.Sobre el particular, se observó que existe una repercusión desfavorable, tanto en el desempeñooperativo de la entidad fiscalizada que se refleja en la producción de gas natural con alto contenido denitrógeno, el cual no es posible separar del todo por la falta de infraestructura, como en la eficiencia enla aplicación presupuestal de los recursos, ya que esto significa un costo creciente para PEP en laproducción de crudo al aumentar su suministro para mantener la producción de ese activo, enincumplimiento de los artículos 45, párrafo primero, de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y 10 de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-1-71-2010 del20 de enero de 2010, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de la Subdirección dePlaneación y Evaluación de PEP informó que es conveniente hacer referencia a los siguientes factoresque se presentan en el yacimiento, y que impactan, entre otros, en lo observado durante el 2008.75

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008La inyección de Nitrógeno al yacimiento, que inició en el año 2000, se realiza con la intención demantener la presión del mismo, ya que de no existir dicha inyección, la presión del yacimientodisminuiría conforme se extrae el crudo, y se habría tenido una disminución de producción por efectode la pérdida de esa energía.Al momento del inicio de la inyección de Nitrógeno en el año 2000, el yacimiento estaba conformadopor una capa de gas en la parte superior, una capa de aceite debajo de la de gas (que es la zonaproductora de interés) y una capa de agua (acuífero) en la parte baja del yacimiento. La Inyección deNitrógeno se ha realiza a través de siete pozos diseñados específicamente para ese fin (pozosinyectares de Nitrógeno), los cuales se ubican en la parte mas alta del yacimiento, en la capa de gas.Al inyectarse ese nitrógeno, la capa de gas se represiona y dado que el yacimiento es un mediocontinuo comunicado hidráulicamente, ese represionamiento es reflejado también en la zona de aceite,generándose así el beneficio de conservar la energía (presión) en esta zona, que es donde seencuentran ubicados los pozos productores (pozos productores de aceite).Conforme se extrae el hidrocarburo, la zona aceite obviamente va disminuyendo y las capas de gas oagua van aumentando (avance del contacto gas aceite y agua aceite), generándose para el caso delcasquete de gas, una zona de transición entre el casquete original y la zona de aceite, que contieneahora una mezcla con el nitrógeno que se ha inyectado. Dado que los pozos productores seencuentran ubicados a diferentes profundidades dentro de la zona de aceite, llega un momento que lacapa de gas alcanza las zonas productoras de aceite y los pozos comienzan a producir en esemomento con una mayor cantidad de gas proveniente de la zona de transición (nombrándose a lospozos en esta condición, como pozos críticos); sin embargo en la mayoría de los casos con cantidadesmayores de aceite, esto debido a que el gas adicional produce un aligeramiento de la columna quepermite que el aceite fluya con mayor facilidad, siendo este efecto temporal. Cuando se presenta estefenómeno es cuando el Nitrógeno que se ha inyectado a lo largo de todo el periodo de inyección (y nonecesariamente el que en ese momento se está inyectando), y que se encuentra en la zona detransición, comienza a salir mezclado con el aceite y gas que se produce en el pozo.Es decir, con lo definido hasta este momento, podemos identificar que el principal objetivo de lainyección de N2 ( a través de pozos inyectores) es el mantenimiento de presión, y que la presencia denitrógeno en los pozos productores de aceite, no tiene una relación directa con el nitrógeno que en esemomento se inyecta para mantenimiento de presión, es mas una consecuencia del alcance de la zonade gas hacia los intervalos productores de aceite, por lo que en el sentido estricto, el aumento odisminución de la inyección de nitrógeno no habría tenido un impacto sustancial en los niveles denitrógeno manejados en las corrientes de gas de los pozos productores y pozos críticos.76

Sector EnergíaEn el año 2008 por la misma naturaleza de la ubicación vertical de los pozos productores, se tuvo unincremento en el número de pozos que fueron alcanzados por la zona de gas, pasando de unpromedio de 12 y 23 pozos operando en esta condición en 2006 y 2007, a un promedio de 53 pozosen el 2008, lo cual implicó manejar una mayor cantidad de gas, pero que definitivamente representabatambién una importante cantidad de aceite, ya que el aceite asociado a los pozos en esa condición,representó del orden de un 40% de la producción total de Akal de ese año.Debido a que la extracción de ese gas adicional, que permitió tener el beneficio de producción deaceite, va teniendo paulatinamente un efecto en la pérdida de la energía del yacimiento (presión), apartir del año 2008 se comenzaron a tomar acciones que permitan tener un nivel adecuado entre losvolúmenes de gas manejado por los pozos críticos, y los volúmenes de producción de aceiteasociados a ellos. Estas acciones incluyeron la construcción de infraestructura que permita reingresaral yacimiento parte de ese gas producido en los pozos (reinyección al yacimiento), así como el controlmediante estrangulamientos de los niveles de producción de gas de cada uno de los pozos críticos.Al respecto, la ASF determinó atendida la observación, toda vez que la entidad fiscalizada justificó yaclaró que la inyección de Nitrógeno se realiza con la intención de mantener la presión en elyacimiento, ya que de no existir dicha inyección, la presión del yacimiento disminuiría conforme seextrae el crudo, con lo cual se habría tenido una disminución de producción por efecto de la pérdida deesa energía; asimismo, que se han venido adoptando las acciones necesarias para mantener lapresión en el yacimiento, mediante la construcción de la infraestructura que permita reingresar alyacimiento parte de ese gas producido en los pozos (reinyección al yacimiento), así como el controlmediante estrangulamientos de los niveles de producción de gas de cada uno de los pozos críticos.Resultado Núm. 10Sin ObservacionesDe acuerdo con la CHPF, en el 2008 la producción de crudos ligeros establecida en el programaoriginal fue menor en 96.2 MBD, debido, entre otras causas, al cierre del Campo Ixtal de la RegiónMarina Suroeste, por la contingencia ocurrida en el Oleogasoducto Ixtal A-Abkatún-D, sin que en esedocumento se precise en qué medida dicho evento incidió en el comportamiento registrado en loscrudos ligeros y superligeros, cuyo cumplimiento de la meta fue inferior en 8.6% conforme a loprevisto.Con base en la revisión del “Dictamen Técnico de la Contingencia ocurrida en el Oleogasoducto IxtalA-Abkatún-D en 2008” y la información proporcionada por PEP, se precisó que durante ese año, elcierre del Campo Ixtal se debió a causa de la contingencia ocurrida en dicho oleogasoducto, lo que77

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008ocasionó un volumen de producción diferido de 9.2 MBD; cantidad que significó el 9.5% promediodiario de la menor producción de crudos ligeros y superligeros.Asimismo, se precisó que la contingencia en el Oleogasoducto Ixtal A-Abkatún-D obedeció a lapresencia de “burbujeos de gas” por una falta de hermeticidad en la línea 252 de 24 pulgadas a 1.9 y4.6 millas, las cuales se detectaron el 20 de febrero y el 2 de abril de 2008, respectivamente, por loque para realizar los trabajos de reparación correspondientes, la entidad fiscalizada determinó fabricarabrazaderas mecánicas, y cerrar la producción.La instalación de las abrazaderas mecánicas en ambos puntos de fuga de gas resultó insuficiente, yaque persistieron las fugas detectadas, por lo que la entidad fiscalizada procedió a su reforzamientomediante la inyección de compuesto sellante y, una vez realizadas las reparaciones, el 27 de mayo de2008 continuó nuevamente con la producción de los Campos de Ixtal y Manik.Al respecto, la ASF considera que como resultado de la información proporcionada por la entidadfiscalizada, no existe irregularidad alguna, toda vez que la contingencia presentada, la cual motivó elcierre de producción de los campos de Ixtal y Manik y por ende influyó en la baja de producción de loscrudos ligeros y superligeros, no es imputable a deficiencias en la operación del Oleogasoducto Ixtal A-Abkatún-D por parte de PEP.Resultado Núm. 11Sin ObservacionesDe acuerdo con el documento “Ventas de Petróleo Crudo 2000-2008” proporcionado por PEPmediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-1091-2009 del 26 de octubre de 2009, se observó que duranteel 2008 la entidad fiscalizada exportó 1,013,038,473 barriles de petróleo crudo equivalente, cantidadinferior en 15.7% a la registrada en el 2007 de 1,201,426,188 barriles, variación determinada por elcrudo Maya en un 77.5%, ya que su producción descendió en 146,084,496 barriles, en relación conese último año. De la producción exportada en 2008, el 88.4% (895,874,813 barriles) correspondió acrudo tipo Maya; el 9.4% (94,727,251 barriles) a Olmeca, el 1.8% a Istmo (18,178,543 barriles) y el0.4% restante (4,257,866 barriles) al denominado Altamira.78

Sector EnergíaEl comportamiento registrado en las exportaciones de crudo 2000-2008, por tipo, es el siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNVOLUMEN DE LAS EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO POR TIPO, 2000-2008(MBA)Años ALTAMIRA ISTMO MAYA OLMECA2000 4,741,835 83,614,446 576,646,552 211,528,2522001 7,576,005 41,048,732 539,500,813 133,381,9722002 6,161,185 17,215,460 521,262,431 89,368,0782003 5,017,494 9,093,213 582,720,736 79,250,5062004 4,914,415 10,013,695 593,793,344 81,037,1992005 5,372,276 44,188,971 658,038,605 96,991,8932006 6,529,619 48,010,849 1,022,410,078 167,243,3552007 5,709,240 29,439,621 1,041,959,309 124,318,0182008 4,257,866 18,178,543 895,874,813 94,727,251Total 50,279,935 300,803,530 6,432,206,681 1,077,846,524TMCA (%) (1.3) (17.4) 5.7 (9.6)FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Ventas de Petróleo Crudo 2000-2008.En el periodo 2000-2008 la totalidad de crudos exportables presentan un decremento en la TMCA, lacual es más evidente en el tipo Maya por su importancia en la producción nacional, al alcanzar unatasa de crecimiento del 5.7%; y no menos importante los decrementos registrados en el Olmeca y elIstmo, por su mayor valor de mercado, los cuales reportan en dicho periodo un descenso promedioanual del 9.6% y el 17.4%, en ese orden.Si bien el descenso en los crudos exportados tiene su origen en el declive natural del Activo Cantarell,como se ha citado, también es cierto que la menor venta al exterior de los crudos ligeros como son elOlmeca y el Istmo obedece a las cantidades de esos productos para crear crudo tipo Maya, tal comoesta entidad de fiscalización lo constató con la visita física del artefacto naval “FPSO YÙUMK’AK’NÁAB”, ya que es el tipo de crudo producido en el campo de Ku-Maloob-Zaap, el cual se detallaen el apartado de calidad de este mismo documento.La menor producción de crudo registrada en el 2008 repercutió de manera significativa en losvolúmenes de exportación, lo cual si en ese año no impactó en los ingresos petroleros por los79

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008atractivos precios de ese hidrocarburo en el mercado mundial, es evidente que existe una tendencia ala baja en la explotación y, de no revertirse en el mediano plazo, la disminución de los volúmenes depetróleo destinados al comercio internacional impactará de manera negativa en las finanzas del sectorpúblico.Ante ese escenario resulta apremiante que PEP revise y analice el marco de planeación establecidoen el mediano y largo plazos para la exploración y explotación de crudo y gas natural, ya que la caídaen la producción impactará en los aspectos económicos, financieros y sociales del país, al disminuirlos ingresos necesarios para el otorgamiento de los servicios del sector público.Al respecto, con el documento “Ventas de Petróleo Crudo 2000-2008”, se determinó que la entidadfiscalizada cumple con la normatividad vigente y con los niveles de oportunidad y eficiencia con los queestán orientados sus actividades, así como con los objetivos previstos, ya que no hubo impactó en losingresos petroleros, por lo que de esta forma PEP demostró que lleva un control del ejercicio delpresupuesto en términos de oportunidad y eficiencia, en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 45,párrafo cuarto, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Resultado Núm. 12Sin ObservacionesDe acuerdo con la información contenida en el Anuario Estadístico 2009 de Pemex Exploración yProducción y los documentos “Las Reservas de Hidrocarburos de México 2000-2008”, se determinóque las reservas totales de hidrocarburos, al término de 2008, se cuantificaron en 43,562.6 millones debarriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE), cantidad inferior en 2.1% a la registrada en 2007 de44,482.7 MMBPCE, por lo que tampoco en ese año fue posible revertir la TMCA negativa del 2.8%.Las variaciones que presentan las reservas totales de hidrocarburos al 31 de diciembre de 2008 conrespecto al año anterior, son originadas por descubrimientos mediante la perforación y terminación depozos exploratorios y delimitadores, las modificaciones a las reservas existentes por la perforación yterminación de pozos de desarrollo, a los cambios en el pronóstico de producción y en los precios delos hidrocarburos, principalmente.De las reservas totales de 43,562.5 MMBPCE, el 32.8% (14,307.7 MMBPCE) corresponden a reservasprobadas; el 33.3% (14,516.9 MMBPCE) a reservas probables; y el 33.8% restante a reservas posibles(14,737.9 MMBPCE).80

Sector EnergíaLa previsión de las reservas totales, por zona, es la siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOMPORTAMIENTO DE LA RESERVAS DE PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE 2000-2008Millones de Barriles de Petróleo Crudo Equivalente (MMBPCE)AñosRegionesMarina Noreste Marina Sureste Sur Norte Total2000 19,449.9 5,202.6 9,484.1 21,917.4 56,054.02001 18,589.2 4,837.4 8,481.2 21,043.3 52,951.12002 16,947.0 4,575.4 7,720.1 20,789.7 50.032.22003 15,550.6 4,421.9 7,183.6 20,884.9 48,041.02004 14,781.6 4,488.6 6,837.9 20,806.1 46,914.22005 15,193.5 4,043.5 6,641.4 20,539.1 46,417.52006 14,086.0 4,647.0 6,246.3 20,397.0 45,376,32007 13,357.7 4,759.9 6,216.1 20,149.0 44,482.72008 12,785.9 5,189.4 5,862.5 19,724.8 43,562.6TMCA (%) (5.1) (0) (5.8) (1.3) (3.1)FUENTE:Petróleos Mexicanos, Anuario Estadístico 2009; Pemex Exploración y Producción, LasReservas de Hidrocarburos de México 2000-2008.La disminución de las reservas totales, se explica por la caída en las prospectivas de la totalidad deregiones productoras con mayor evidencia en las regiones Sur y Marina Noroeste, ya que con respectoal año 2000 las reservas en esas zonas cayeron en un 38.2% y 34.3%, al pasar de 9,484.1 MMBPCEa 5,862.5 MMBPCE; y de 19,449.9 MMBPCE a 12,785.9 MMBPCE, respectivamente.Como resultado de ese comportamiento registrado a nivel de zona de producción, la situación de lasreservas totales en el periodo 2000-2008 es la siguiente:81

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOMPORTAMIENTO DE LAS RESERVAS TOTALES 2000-2008Millones de Barriles de Petróleo Crudo Equivalente (MMBPCE)FUENTE: Petróleos Mexicanos, Anuario Estadístico 2009; Pemex Exploración y Producción, LasReservas de Hidrocarburos de México 2000-2008.Al término del 2008 PEP presenta un nivel de reservas cuantificadas en 43,562.6 MMBPCE, cantidadinferior en 22.3% con respecto a 2000 de 56,054.0 MMBPCE; y que representa una TMCA negativadel 3.1% en el periodo 2000-2008, lo cual refleja que en el mediano y largo plazos, la producción decrudo continuará disminuyendo gradualmente, tal como se observa en el Activo Cantarell, por lo quede no aplicar las políticas y estrategias necesarias para intensificar las actividades de exploración yexplotación en otros posibles campos de producción, así como en aguas profundas, se manifiesta unriesgo eminente en el corto plazo de no cumplir con la demanda interna de este hidrocarburo para laproducción de gasolinas y gas natural, así como para comercializar el crudo en el mercadointernacional.El detalle de cada uno de los tipos de reserva se indica a continuación:Por lo que respecta a las reservas probadas, con el análisis de los documentos “Reservas deHidrocarburos de México 2000-2008” y el Anuario Estadístico 2009, se determinó que al término de2008 ese tipo de reservas asciende a 14,307.7 MMBPCE, inferiores en 2.8% a las reportadas en 2007.Por zona productora, su estimación es la siguiente:82

Sector EnergíaPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOMPORTAMIENTO DE LAS RESERVAS PROBADAS 2000-2008Millones de Barriles de Petróleo Crudo Equivalente (MMBPCE)AñosRegionesMarina Noreste Marina Suroeste Sur NorteTotal2000 12,508.8 2,042.7 7,086.4 1,887.5 23,525.42001 11,623.1 1,919.2 6,600.2 1,750.1 21,892.62002 10,505.3 1,844.6 6,099.1 1,628.2 20,077.22003 9,689.7 1,680.5 5,756.3 1,768.6 18,895.12004 8.809.1 1,743.6 5,103.1 1,994.0 17,649.82005 8,209.4 1,513.0 4,883.2 1,864.0 16,469.62006 7,652.2 1,627.2 4,388.4 1,846.4 15,514.22007 7,024.6 1,630.1 4,341.1 1,721.5 14,717.32008 6,712.3 1,893.9 4,049.1 1,652.4 14,307.7TMCA (%) (7.5) (0.9) (6.8) (1.6) (6.0)FUENTE: Petróleos Mexicanos, Anuario Estadístico 2009; Pemex Exploración y Producción, LasReservas de Hidrocarburos de México 2000-2008.Las reservas probadas presentan una TMCA negativa del 6.0%, toda vez que desde el año 2000 no hasido revertida la tendencia de decrecimiento en su cuantificación y pronóstico, de tal manera querespecto a ese año, el resultado presentado en 2008 es inferior en 39.2% en relación con ese año.De acuerdo con la información proporcionada por PEP, esa situación se explica por la extracción dehidrocarburos efectuada durante 2008 de 1,451.1 MMBPCE, en tanto que los descubrimientos,delimitaciones, desarrollos y revisiones aportaron 1,041.6 MMBPCE, cantidad que compensóparcialmente el efecto de la producción del año.La disminución en la proyección de las reservas probadas por zona productora está determinada por elcomportamiento registrado en las regiones Marina Noreste y Sur al presentar una TMCA negativa del7.5% y 6.7%, respectivamente, ya que a 2008 la prospectiva de producción de esa zonas presenta unacaída del 46.3% y 42.9%, con respecto al año 2000.Por lo que respecta a las reservas probables, con la revisión de los documentos “Reservas deHidrocarburos de México 2000-2008” y el Anuario Estadístico 2009 de PEP, se precisó que al términode 2008, se cuantificaron 14,516.9 MMBPCE de reservas probables, cantidad inferior en 4.1% a laregistrada en el 2007 de 15,144.4 MMBPCE. El comportamiento por región, es el siguiente:83

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOMPORTAMIENTO DE LAS RESERVAS PROBABLES 2000-2008Millones de Barriles de Petróleo Crudo Equivalente (MMBPCE)RegionesAñosTotalMarina MarinaNoreste Suroeste Sur Norte2000 4,975.7 1,152.8 1,467.9 13,688.8 21,285.22001 5,034.6 1,148.6 1,259.0 13,365.0 20,807.22002 4,866.5 1,230.9 1,042.5 9,825.0 16,964.92003 4,427.5 1,192.2 935.1 9,450.2 16,005.02004 4,324.9 1,191.6 1,005.2 9,314.4 15,788.12005 4,446.5 997.8 1,019.6 9,324.7 15,788.62006 3,690.1 1,116.0 1,229.7 9,221.6 15,257.42007 3,290.2 1,404.7 1,215.3 9,234.1 15,144.32008 2,977.1 1,536.9 1,140.3 8,862.6 14,516.9TMCA (%) (6.2) 3.7 (3.1) (5.3) (4.7)FUENTE: Petróleos Mexicanos, Anuario Estadístico 2009; PemexExploración y Producción, Las Reservas de Hidrocarburos de México 2000-2008.Las reservas probables muestran una tendencia decreciente a partir del año 2000, con una TMCAnegativa del 4.7% determinada por las regiones Marina Noreste, Norte y Sur, las cuales presentanTMCA negativas del 6.2%, 5.3% y 3.1%, en ese orden; de las cuales destaca la Región Norte, todavez que desde 2000 han disminuido en 35.3% esas reservas, con respecto a lo registrado en 2008.Por lo que respecta a las reservas posibles, al término de 2008, presentan un pronóstico de 14,737.9MMBPCE, cantidad superior en 0.8% a la registrada en 2007 de 14,621.2 MMBPCE, el cual si bien esun aumento poco significativo, contribuyó a mantener la tendencia creciente mostrada a partir del2001, por lo que representa una TMCA del 3.0%. El comportamiento por regiones productoras es elsiguiente:84

Sector EnergíaPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOMPORTAMIENTO DE LAS RESERVAS POSIBLES 2000-2008Millones de Barriles de Petróleo Crudo Equivalente (MMBPCE)AñosRegionesMarina Noreste Marina Sureste Sur NorteTotal2000 1,965.5 2,007.1 1,029.7 6,341.1 11,343.42001 1,931.4 1,769.5 621.9 5,928.2 10,251.02002 1,575.2 1,499.8 578.5 9,336.5 12,990.02003 1,433.4 1,549.1 492.1 9,666.1 13,140.72004 1,647.6 1,553.4 729.6 9,497.7 13,428.32005 2,537.7 1,532.7 738.7 9,350.4 14,159.52006 2,743.7 1,903.8 628.2 9,328.9 14,604.62007 3,042.9 1,725.1 659.8 9,193.4 14,621.22008 3,096.5 1,758.5 673.0 9,209.9 14,737.9TMCA (%) 5.8 (1.6) (5.2) 4.8 3.3FUENTE: Petróleos Mexicanos, Anuario Estadístico 2009; Pemex Exploración y Producción, lasReservas de Hidrocarburos de México 2000-2008.Si bien en términos generales las reservas posibles presentan una tendencia creciente, las regionesSur y Marina Sureste presentan comportamientos contrarios y registran TMCA negativas del 5.2% y1.6%, respectivamente, de las cuales destaca la primera al presentar en 2008 una reducción del34.6%, en relación con lo previsto en 2000, al pasar de 1,029.7 a 673.0 MMBPCE.Con lo anterior, se constató que la entidad fiscalizada dio cumplimiento al artículo 25, párrafo primero,de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.Resultado Núm. 13 Observación Núm. 1En el análisis practicado al apartado Análisis Programático Económico Financiero (Devengable) delPresupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008, se observó que en ese año ala Actividad Institucional 226 “Producir petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos”, ProgramaPresupuestario B001 “Producción de petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos”, a cargo de PEP, seaprobaron recursos por 80,185,367.8 miles de pesos para realizar las actividades de exploración yproducción de petróleo crudo y gas natural.Con base en la revisión del Análisis del Ejercicio del Presupuesto Programático Devengado de laCHPF de Petróleos Mexicanos correspondiente al Ejercicio Fiscal 2008; y del Ejercicio FuncionalProgramático Económico Financiero del Gasto Programable Devengado de la Cuenta Pública de PEP,se observó que en ese año la entidad fiscalizada erogó 99,339,367.7 miles de pesos en los siguientesconceptos de gasto, como se muestra a continuación:85

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCUENTA DE LA HACIENDA PÚBLICA FEDERAL DE 2008EJERCICIO FUNCIONAL PROGRAMÁTICO ECONÓMICO FINANCIERO DEL GASTOPROGRAMABLE DEVENGADO(MILES DE PESOS)CATEGORÍASPROGRAMÁTICASGF FN SF AI PP DENOMINACIÓN3 0 2 226 B001 Producción de PetróleoCrudo, Gas, Petrolíferos yPetroquímicosGASTO CORRIENTEOriginal Ejercido Variación Participación1 2 (3)=2/1 (%)Servicios Personales 16,792,686.3 14,976,618.7 (10.8) 15.1Materiales y Suministros 40,011.0 1,840,716.1 4,500.5 1.9Servicios Generales 2,733,201.5 9,865,422.4 260.9 9.9Otros de Corriente 60,619.469.0 72,657,210.5 19.9 73.1Total 80,185,367.8 99,339,967.7 23.9 100FUENTE: Cuenta de la Hacienda Pública Federal de Pemex Exploración y Producción, apartado EjercicioFuncional Programático Económico Financiero del Gasto Programable Devengado.Como resultado de lo anterior, se precisó que para el ejercicio de 2008 el monto de los recursosasignados para la consecución del Programa Presupuestario B001 “Producción de Petróleo Crudo,Gas, Petrolíferos y Petroquímicos” establecidos en la CHPF de PEP corresponde con lo aprobado enel PEF de ese año.Por otra parte, a fin de verificar los recursos ejercidos por PEP en el ejercicio de 2008 en las accionesdel programa presupuestario en comento, con la información proporcionada por la entidad fiscalizadamediante oficio núm. PEP-SAF-GCC-1043-2009 del 13 de octubre del presente año, se precisaron lasexplicaciones de las variaciones en el ejercicio de los recursos del capítulo de gasto de ServiciosPersonales, conforme a lo siguiente:En Servicios Personales, la entidad fiscalizada señaló que el subejercicio de 1,816,067.6 miles depesos, se explica por las medidas de austeridad aplicadas por el Gobierno Federal; sin embargo, sibien PEP ejerció menos recursos respecto a lo presupuestado en 2008, la plantilla de personalcontinuó con una tendencia creciente, por lo que en el periodo de 2000 a 2008 presenta una TMCA del2.1%, como se muestra a continuación:86

Sector Energía52,00050,00048,00046,00044,00042,00040,00038,00042,64243,208Pemex Exploración y ProducciónNumero de Personal Adscrito2000-2008 (Plazas)44,65846,32247,975 48,371 48,767 49,04550,2732000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Relación de Plazas de Personal, 2000-2008.Esa misma tendencia en la contratación de personal se refleja en el comportamiento de lasremuneraciones, cuyos incrementos se mantienen constantes y registran una TMCA del 4.6%, comose observa a continuación:18,000.016,000.014,000.012,000.010,000.08,000.06,000.04,000.02,000.0-11,323,838.0 11,892,232.211,218,628.012,456,137.0Pemex Exploración y ProducciónRemuneraciones al Personal 2000-2008(Miles de pesos)14,573,042.9 15,363,858.513,061,521.111,926,582.416,119,982.62000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Remuneraciones al Personal 2000-2008.87

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En el periodo 2000-2008 la tendencia en el número de personal empleado en PEP y en el pago deremuneraciones por concepto de sueldos y prestaciones se mantienen crecientes, con incrementos del2.5% y del 4.9%, en el 2008 respecto a 2007, en ese orden.Los resultados obtenidos en la producción de crudo y gas natural, así como en las actividadesinherentes a la perforación de pozos con recursos propios, respecto a los programas establecidosanualmente, reflejan que las estrategias adoptadas por la entidad fiscalizada de 2005 a 2008 encuanto a la contratación de personal y el pago de remuneraciones no guardan congruencia con eldesempeño operativo de PEP, toda vez que con la caída de la producción motivada fundamentalmentepor el Activo Cantarell y la mayor cantidad de perforación encomendada a las empresas contratistas,fundamentalmente, en un primer momento no existe justificación alguna para contratar personaladicional, en incumplimiento de los artículos 45, párrafo primero, y 61 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-1-71-2010 del20 de enero de 2010, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de la Subdirección dePlaneación y Evaluación de PEP proporcionó copias de los Criterios para la liquidación y capitalizaciónde erogaciones realizadas con presupuesto PIDIREGAS y de la Normatividad para el registro contablepresupuestalde las operaciones relacionadas con bienes inmuebles.Después de revisar la información y documentación proporcionada por la entidad fiscalizada, la ASFdeterminó que la observación subsiste, toda vez que no obstante que la entidad fiscalizadaproporcionó copias de los Criterios para la liquidación y capitalización de erogaciones realizadas conpresupuesto PIDIREGAS y de la Normatividad para el registro contable-presupuestal de lasoperaciones relacionadas con bienes inmuebles, no emitió respuesta alguna sobre la observación, locual impide identificar el objetivo de la información proporcionada.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0485-07-007Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción lleve a cabo una revisión de las88

Sector Energíafunciones, cargas de trabajo y responsabilidades de las áreas administrativas y operativas a su cargo,así como la evaluación al desempeño del personal tanto sindicalizado como de estructura, a fin de quela administración de los recursos humanos sea congruente con los resultados sustantivos delorganismo, lo cual redundará en mejorar la eficiencia operativa, además de mostrar claridad ytransparencia en el manejo de los recursos públicos, en cumplimiento de los artículos 45, párrafoprimero, y 61 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 14Sin ObservacionesEn la revisión al Ejercicio del Presupuesto Programático Devengado de la CHPF de PetróleosMexicanos, y del Ejercicio Funcional Programático Económico Financiero del Gasto ProgramableDevengado de la CHPF de PEP; se observó que con cargo al capítulo de gasto “Materiales ySuministros”, la entidad fiscalizada devengó recursos por 1,840,716.1 miles de pesos, monto superioren 1,800,705.0 miles de pesos, al previsto originalmente de 40,011.0 miles de pesos; y en “ServiciosGenerales” ejerció recursos por 9,865,422.4 miles de pesos, mayores en 260.9% que lo previstooriginalmente de 2,733,201.5 miles de pesos.Al respecto, se solicitó a PEP la explicación a las variaciones registradas en los Capítulos de Gasto deMateriales y Suministros, y Servicios Generales, en relación con el techo aprobado en el PEF, enrespuesta mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-71-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente deControl de Gestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia de la respuesta que elSubgerente de Información Financiera de la Gerencia de Recursos Financieros de PEP emitió paraatender el resultado núm. 10 contenido en la cédula de resultados finales, en la cual señaló que eldéficit presupuestario autorizado por la Cámara de Diputados para el ejercicio de 2008, se supero conel adecuado al cierre IX en el año 2008, al autorizarse al organismo en los Capítulos de Gasto deMateriales y Suministros, y Servicios Generales de un nuevo techo por 1,850,219.3 miles de pesos y9,953,196.3 miles de pesos, respectivamente, toda vez que en el presupuesto autorizado por laCámara de Diputados para el ejercicio de 2008, únicamente se autorizó en dichos capítulos el 3.4% y28.8% del monto ejercido en el ejercicio de 2007; sin embargo, durante el ejercicio de 2008 laSecretaria de Hacienda y Crédito Público (SHCP) mediante adecuaciones presupuestales regularizó elpresupuesto de cámara, presentando al final del año en ambos capítulos de gasto un subejerciciorespecto al presupuesto adecuado al cierre de 0.54% y 0.51%, respectivamente, por lo que se observó89

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008que la entidad fiscalizada generó información necesaria para la ejecución, monitoreo y evaluación delprograma presupuestario, así como para la rendición de cuentas, en cumplimiento a lo dispuesto enlos artículos 45, párrafo cuarto, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 10de su reglamento.Resultado Núm. 15Sin ObservacionesDe acuerdo con el reporte del Ejercicio del Presupuesto Programático Devengado de la CHPF de 2008de Petróleos Mexicanos, en ese año PEP, mediante el Capítulo de Gasto “Otros de Corriente”, ejerciórecursos por 72,657,210.5 miles de pesos, monto superior en 19.9% a lo aprobado en el PEF de60,619,469.0 miles de pesos.Por medio del oficio núm. PEP-SAF-GCG-1130-2009 del 3 de noviembre de 2009, la entidadfiscalizada señaló que los gastos con cargo al Capítulo Otros de Corriente “se incrementaron por lascompras interorganismos que al cierre del ejercicio 2008 ascendieron a 46,165,096.2 miles de pesos,cifra que comparada contra el presupuesto de Cámara fue superior en 8,220,743.5 miles de pesosvariación que representó el 21.7%, resultado del efecto neto por una parte, del incremento en el preciodel gas en 18.7 p/mpc lo que significó 16,043,285.1 miles de pesos y por otra parte, un decremento enel volumen del gas por 32 MMPCD que equivale a 7,822,541.6 miles pesos”; además que “losservicios filiales se ubicaron en 6,469,366.6 miles de pesos, cifra que resultó mayor en 4,255,466.7miles de pesos, comparado contra el presupuesto de Cámara, esta situación obedece básicamente aldéficit presupuestario de origen autorizado por el Congreso, toda vez que el año anterior (2007), elejercicio se situó en 5,870,917.5 miles de pesos. Para la adecuación de cierre (Adecuado IX), losservicios filiales se estimaron en 6,147, 727.1 miles de pesos, cifra que comparada contra el ejercicioal mismo periodo fue menor en 321,639.5 miles de pesos y representó el 5.0%”, fundamentalmente.Ya que el monto ejercido es superior al aprobado conforme al déficit presupuestario autorizado por elCongreso, se considera que la entidad fiscalizada cumplió con lo dispuesto en los artículos 2 y 3 de laLey de Planeación; y 45, párrafo primero, de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria.Resultado Núm. 16Sin ObservacionesCon base en la revisión del PEF del 2008, se observó que al igual que en el ejercicio de 2007, laentidad fiscalizada estableció como prioridad en sus líneas de acción llevar a cabo la estrategia de90

Sector Energíaalcanzar niveles internacionales de eficiencia en costos; en ese sentido, dada la importancia de laperforación y terminación de pozos de desarrollo en la producción de crudo y gas natural, se revisaronlos “Reportes de los Costos de Perforación de PEP y las Empresas Contratistas”, correspondiente alejercicio de 2008, PEP erogó recursos por 52,471,706.1 miles de pesos, de los cuales el 74.3%(38,993,229.9 miles de pesos) lo devengaron las empresas contratistas en 360 pozos; y el 25.7%restante (13,478,476.2 miles de pesos), en 208 pozos realizados con recursos propios de la entidadfiscalizada, cuyos resultados se muestran a continuación:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOSTO DE POZOS PERFORADOS Y TERMINADOS EN 2008(MILES DE PESOS)PEMEX CIA60,000.0050,000.0040,000.0030,000.0043,629,346.632,095,789.738,993,229.9TOTAL52,471,706.120,000.0011,533,556.810,000.0013,478,476.28,842,359.56,897,440.21,944,919.3-COSTO DE PERFORACION COSTO DE TERMINACION COSTO TOTALFUENTE: Pemex Exploración y Producción, Reportes de los Costos de Perforación de PEP ylas Empresas Contratistas, orrespondiente al ejercicio de 2008.91

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Como resultado de lo anterior, los costos promedio son los siguientes:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOSTOS PROMEDIO EN LOS POZOS PERFORADOS Y TERMINADOS EN 2008(MILES DE PESOS)EjecutorNúmero de Pozos(1)Costo Total(2)Costo Promedio(3)Total 568 52,471, 706.1 92,379.8PEP 208 13, 478,476.2 64,800.4Compañías 360 38, 993,229.9 108,314.5FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Costos de Perforación y Terminación de Pozosde Desarrollo de 2008, realizados con Equipos de PEMEX y Equipos deCompañía.Durante el ejercicio de 2008, PEP dio prioridad a la perforación y terminación de pozos de desarrollo alas empresas contratistas, lo cual se refleja en el incremento del 73.1% con relación al número depozos perforados y terminados por la entidad fiscalizada; no obstante la diferencia en costo promedio,la cual durante ese año de referencia ascendió a 43,514.1 miles de pesos, por lo que PEP pagó 67.2%más recursos por cada pozo que perforaron y terminaron las empresas contratistas, en ese año dereferencia.Al respecto, mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-1130-2009 del 3 de noviembre de 2009, PEP señalóque dado que no cuenta con los suficientes equipos de perforación recurre a la contratación deempresas privadas para fortalecer la consecución de esas actividades.La decreciente participación de PEP en las acciones de perforación y terminación de pozos dedesarrollo, respecto a la programación anual, propicia que la entidad fiscalizada no presente undesempeño óptimo en la aplicación de los recursos presupuestales asignados para tal efecto, enincumplimiento de los artículos 45, párrafo primero, y 61, párrafos tercero y cuarto, de la Ley Federalde Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 10 de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-02-2010 del 4 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-12-491-200992

Sector Energíadel 31 de diciembre de 2009, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de laSubdirección de Planeación y Evaluación de PEP informó que de los 117 equipos propiedad dePetróleos Mexicanos, en el año 2008, 71 equipos estuvieron en actividades de perforación, el restooperaron en actividades de mantenimiento de pozos (reparaciones mayores y menores); asimismo,señaló que la demanda de intervenciones requeridas por los activos para cumplir con las metas deproducción de Pemex Exploración y Producción, rebaso la capacidad de ejecución de los equipospropios, lo que originó la contratación de servicios de perforación por compañía e informó que lasestrategias de inversión y asignación de recursos presupuestales a los proyectos de exploración yexplotación están en función de la cartera de proyectos de la que derivan las metas de producción dePEP, por lo que dicha cartera, incluye el programa anual de intervenciones a pozos por requerimientode los Activos Integrales y a su vez, dichos programas sufren ajustes en función de los resultadosregistrados y de los requerimientos operativos de los Activos, con el propósito de cumplir con lasmetas establecidas.Al respecto, la ASF determinó atendida la observación, ya que no obstante que la respuesta emitidapor la entidad fiscalizada para atender este resultado es insuficiente, en el resultado núm. 7 se emitióun dictamen sobre el particular.Resultado Núm. 17Sin ObservacionesCon base en la información proporcionada por PEP mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-651-2009 del13 de julio de 2009, se observó que durante el periodo 2000-2008 en el Activo Cantarell se inyectaron3,578,275.7 (MMPC) de gas nitrógeno, cantidad que significó una erogación de 2,697,344.5 miles dedólares por parte de la entidad fiscalizada, como se muestra a continuación:93

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOSTO TOTAL DE LA INYECCIÓN DE GAS NITRÓGENOPROYECTO INTEGRAL CANTARELLAñoVolumen Anual(MMPCD)Costo Promedio(DLLS/MMPCD)Pago Total (DLLS/Anual)2000 146,180.6 806.8 117,938,508.12001 390,792.2 593.0 231,739,774.62002 320,003.6 449.2 143,745,617.12003 399,766.6 448.8 179,415,250.12004 419,057.9 452.3 189,539,888.22005 413,775.2 410.8 169,978,852.22006 436,396.6 1,172.9 511,849,572.12007 527,147.0 1,160.3 611,648,664.12008 525,156.0 1,031.1 541,488,351.6TOTAL 3,578,275.7 6,525.2 2,697,344,478.1TMCA% 17.3 3.1 21.0FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Volúmenes de Nitrógeno entregado porla Compañía de Nitrógeno Cantarell S.A. de C.V., para el periodo 2000-2008.Con la revisión efectuada, se precisó que de 2001 a 2008, a través de los contratos de suministronúms. PEP-S-IT-112/97 y 4126048503 suscritos con la Compañía Cantarell, S.A. de C.V.4, ese últimovigente a partir de 2006; la inyección de gas nitrógeno en el Activo Cantarell se incrementó de maneraconstante a una TMCA del 17.3%, así como el costo promedio, lo cual se hace más evidente en 2006,al pasar de 410.8 DLLS en 2005 a 1,172.9 DLLS por MMPCD de gas nitrógeno, en ese último año dereferencia, lo que significó un incremento del 185.5%.En ese sentido, el costo total durante el 2000-2008 presenta una TMCA al 21.0%, cuyo año mássignificativo resultó 2007, al erogarse 611.6 millones de dólares, como se muestra a continuación:4/ Contrato de Prestación de Servicios con una vigencia de 15 años suscrito con Compañía Cantarell, S.A. deC.V.; integrada por seis empresas: BOC-Holdings, de Inglaterra; Westcoast Energy, de Canadá; MarubeniCorporation, de Japón; Linde AG, de Alemania e ICA-Fluor Daniel de México, líder del proyecto IPC.94

Sector Energía200820072006200520042003200220012000117.9Pemex Exploración y ProducciónCosto Total de la Inyección del Gas Nitrógeno en elProyecto Integral Cantarell 2000-2008143.7170.0189.5179.4231.8MMDLLS / ANUALES511.8541. 5611.6100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Volúmenes de Nitrógeno entregado por la Compañía deNitrógeno Cantarell S.A. de C.V., para el periodo 2000-2008.Como se observa, a medida que se profundiza la declinación del Activo Cantarell, crecen los esfuerzosde PEP para postergar su explotación y mantener la producción, lo que se refleja en el incremento delconsumos de gas nitrógeno y por ende en el pago del suministro, por lo que esta tendencia decantidad-costo continuará incrementándose anualmente, hasta la extinción de ese activo.Por su parte, mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-1172-2009 del 18 de noviembre de 2009, PEPseñaló, que las cifras que se consignan en el documento “Volúmenes de Nitrógeno entregado por laCompañía de Nitrógeno Cantarell S.A de C.V.”, para el periodo 2000-2008, proporcionado por PEP aesta instancia de fiscalización con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-651-2009 del 13 de julio de 2009, sonerróneas e indicó que sí existe un incremento en el costo del nitrógeno, el cual se deriva de la entradaen operación del quinto módulo el día 30 de octubre de 2006 (Contrato de Ampliación de Suministro deNitrógeno núm. 412604853) y por consiguiente en el pago del servicio.Al respecto, se determinó que PEP lleva a cabo la inyección del Nitrógeno al proceso, a fin demantener los niveles de producción de petróleo de forma eficiente, con el fin de sustentar el desarrolloy aprovechamiento del recurso, en congruencia con sus estrategias y lineamientos, y en apego a susobjetivos y metas, lo que indica una debida planeación en el proceso; para de esta forma cumplir con95

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008oportunidad y eficiencia sus metas y objetivos, por lo que dio cumplimiento a los artículos 3, párrafosegundo, de la Ley de Planeación y 45, primer párrafo, de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.Resultado Núm. 18 Observación Núm. 1Con el propósito de verificar el cumplimiento de PEP en la estrategia de alcanzar y mantener nivelesinternacionales de eficiencia en costos, conforme se dispuso en el apartado Estrategia Programáticadel PEF del 2008, se llevó a cabo la revisión de los Reportes Anuales de los Costos de Producción delPetróleo Crudo Equivalente”5; cuyos resultados son los siguientes:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCOSTOS DE PRODUCCIÓN 2000-2008(Dólares por Barril de Petróleo Crudo Equivalente)Años 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 TMCA %Precio 3.3 3.8 3.6 3.8 4.0 4.7 4.4 4.9 6.2 8.2FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Reportes de los costos de producción de petróleo crudoequivalente 2008.Durante 2008, PEP presentó un incremento en el costo de producción de petróleo crudo del 26.5%,con respecto al ejercicio próximo anterior, y una TMCA del 8.2%, debido, entre otros aspectos, a losmayores costos registrados en la perforación y terminación de pozos; y en el suministro de nitrógenopara incrementar la presión en el Activo Cantarell; sin embargo, ese incremento de 1.3 dólares noresulta significativo, si se considera que durante ese año de referencia en el mercado petrolerointernacional se cotizó en promedio anual a 84.35 dólares por barril.Por otra parte, es importante mencionar que los niveles de calidad del petróleo extraído, están pordebajo de la norma prevista; tal es el caso de la explotación del campo Ku-Maloob-Zaap cuya calidaden algunos pozos es de 13° API, por lo que en la actualidad se mezcla con crudos ligeros quecontienen una calidad mínima de 33º API para obtener una mezcla similar a la del crudo maya de 20.9ºAPI.5/ Esta unidad de medida es la utilizada a nivel internacional para llevar a cabo la medición de los costos deproducción.96

Sector EnergíaDado lo anterior, se determinó que si bien el costo de producción de crudo es sumamente rentablerespecto al precio internacional, también es cierto que la calidad del mismo está decreciendo por elmayor contenido de nitrógeno, agua y sal y sedimentos, por lo que de no adoptarse medidas deexploración y explotación en otros posibles campos de producción, se manifiesta un riesgo de producircrudos que no cumplan las especificaciones mínimas de calidad para ser comercializados, enincumplimiento de los artículos 45, párrafo primero, de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y 10 y 11, fracciones II y X, de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-1-71-2010 del20 de enero de 2010, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de la Subdirección dePlaneación y Evaluación de PEP proporcionó copia de la Ficha técnica del costo de producción entérminos del petróleo crudo equivalente.Después de revisar la información y documentación proporcionada por la entidad fiscalizada, la ASFdeterminó que la observación subsiste, toda vez que no obstante que la entidad fiscalizadaproporcionó copia de la Ficha técnica del costo de producción en términos del petróleo crudoequivalente, no emitió respuesta alguna sobre la observación, lo cual impide identificar el objetivo de lainformación proporcionada.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0485-07-008Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción analice las políticas, estrategias y líneasde acción actualmente adoptadas, con la finalidad de contar con un diagnóstico integral en laexploración, producción y comercialización de sus productos que coadyuve a la toma de decisiones,dada la tendencia mostrada en la producción de crudos de baja calidad y las mezclas realizadasposteriormente para reunir la calidad requerida, ya que de no hacerlo ese indicador de costo noreflejará efectivamente el desempeño mostrado por Pemex Exploración y Producción en cumplimientode lo dispuesto en los artículos 45, párrafo primero, de la Ley Federal de Presupuesto y97

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Responsabilidad Hacendaria; 19, fracciones I, II y III, y 31, fracción VIII, último párrafo, de la Ley dePetróleos Mexicanos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 19Sin ObservacionesCon base en la información proporcionada por la entidad fiscalizada, se precisó que en el ejercicio de2008, PEP es la segunda empresa con mayor competitividad en cuanto al costo de producción, enrelación con las principales empresas productoras a nivel internacional, como se muestra acontinuación:Pemex- Exploración y Producción Costo de Producción(Dólares por BCE)PEP 20086.16PEP 2007Total S.A.4.885.22BPExxon-MobilEni S.P.A.Conoco Philips6.787.037.077.4StatoilRoyal Duch ShellChevron TexacoPetrobras8.48.598.918.930 2 4 6 8 10FUENTE: John S. Herold, Operational Summary; y Securities and Exchange Commission, Reportes AnualeseInformes de Compañía.98

Sector EnergíaSi bien PEP en el 2008 es la segunda empresa con competitividad en el costo de producción por barrilde crudo equivalente, esto no obedece en todo al desempeño operativo de la entidad fiscalizada, yaque conforme se agudice aún más el declive del Activo Cantarell y se incrementen los costos deexploración y explotación de nuevos pozos petrolíferos, así como en la perforación y terminación depozos de desarrollo, tenderá a incrementarse el costo de dicho producto.Por lo que se refiere al método de cálculo para determinar el costo de producción, mediante oficionúm. PEP-SAF-GCG-1197-2009 del 19 de noviembre de 2009, la entidad fiscalizada a través deldocumento “Información de Costos de Hidrocarburos” informó que el costo de producción es laintegración de diferentes costos en cada uno de sus procesos en la cadena de valor, así como loscostos en informe de Pemex Form 20-F, 2008 a la Securities and Exchange Commission (SEC), comoresultado de esos costos PEP vincula los registros contables y los establece en la herramienta SICO(Sistema de Costos Operativos), para que finalmente se obtenga el costo del hidrocarburo.Al ser PEP la segunda empresa con mayor competitividad en cuanto al costo de producción, la entidadfiscalizada efectuó con oportunidad y eficiencia sus metas y objetivos, en cumplimiento del artículo 45,primer párrafo, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Resultado Núm. 20Sin ObservacionesEn el Ejercicio Fiscal 2008 PEP alcanzó ingresos por 589,585,145.0 miles de pesos, cantidad superioren 42.7% a la obtenida en 2007 de 413,140,275.1 miles de pesos; dicho incremento se explica por elaumento de la cotización de la mezcla mexicana de crudo en el mercado petrolero internacional, conun promedio anual de 84.35 dólares por barril, mayor en 72.1%, con respecto al estimado en el PEF de49.0 dólares por barril.De dichos ingresos, el 85.4% (503,212,066.0 miles de pesos) provinieron de las ventas nacionales aPemex Refinación para la producción de productos petrolíferos; en tanto que el 14.6% (86,373,079.0miles de pesos) tuvieron su origen en las exportaciones.99

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En el periodo 2000-2008, el comportamiento de los ingresos por la venta de crudo fue el siguiente:INGRESOS OBTENIDOS POR PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN POR LASVENTAS A PMI COMERCIO INTERNACIONAL Y PEMEX REFINACIÓN(MILES DE PESOS)AñosPemex-RefinaciónPMIComercio InternacionalImporte total2000 120,611,249.80 204,843,483.3 325,454,733.12001 99,825,001.8 127,116,911.5 226,941,913.32002 108,558,550.4 132,316,751.5 240,875,301.92003 152,436,538.3 181,115,049.3 333,551,587.62004 197,628,045.1 241,174,431.9 438,802,477.02005 343,881,632.4 378,007,071.0 721,888,703.42006 335,104,675.9 722,370,050.5 1,057,474,726.42007 339,507,031.1 803,817,781.2 1,143,324,812.32008 503,212,066.0 934,063,402.5 1,437,275,468.5Total 2,200,764,790.8 3,724,824,932.7 5,925,589,723.5TMCA (%) 19.5 20.9 20.4FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Ventas Petróleo Crudo 2000-2008.Los ingresos totales por la venta de crudo en el periodo 2000-2008 alcanzan una TMCA del 20.4%,propiciado por los atractivos precios en el mercado internacional de petrolíferos que se registran desde2005; en ese sentido, se observó que los ingresos por la venta de crudo al exterior se incrementaronen 25.7% respecto al ejercicio 2007; en cuanto a las ventas obtenidas a Pemex Refinación, seincrementaron en 48.2% respecto del año próximo pasado, lo que refleja que la entidad fiscalizada dioprioridad a la producción de gasolinas y derivados para atender la demanda nacional.Adicionalmente, esa situación refleja que no obstante la caída en la producción de crudo, originadafundamentalmente por el declive natural del Activo Cantarell, los atractivos precios del crudo en elmercado internacional repercuten en mayores ingresos captados por la exportación de petrolíferos ymantener aún a México como país productor y exportador de petróleo crudo equivalente en el ámbitointernacional.100

Sector EnergíaAnte ese escenario, resulta evidente que si bien hasta el ejercicio de 2008, las políticas y estrategiasadoptadas por PEP en cuanto a la exploración de petróleo crudo no son suficientes para incrementarlos niveles de producción de petróleo, también es cierto que los atractivos precios del crudo a nivelinternacional mantienen a PEMEX en una situación primordial y a su vez de riesgo; la primera, serefleja en los ingresos provenientes de las exportaciones y la demanda del Sistema Nacional deRefinación, la cual la ubica como una de las principales empresas del mundo; y la segunda, que esasituación dependerá en todo momento de los atractivos precios ofertados. Lo anterior cumplió con elartículo 25 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.Resultado Núm. 21Sin ObservacionesCon base en la revisión del reporte de “Ventas Totales de Gas Natural” proporcionado por PEP, seprecisó que en 2008 los ingresos por la venta de gas natural ascendieron a 176,970,055.3 miles depesos, monto superior en 32.4% con respecto a lo obtenido en 2007 de 133,704,323.6 de pesos,representados en más del 99.9% de las ventas a Pemex Petroquímica Básica y en la proporciónrestante por parte de Pemex Refinación.En el periodo 2000-2008, la situación de las ventas de gas natural fue la siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNINGRESOS POR VENTAS DE GAS NATURAL DEL PERIODO 2000-2008(MILES DE PESOS)AñosPemex-Petroquímica BásicaPemex-RefinaciónImporte Total2000 51,701,814.5 156,442.0 51,858,256.52001 53,697,239.2 100,335.7 53,797,574.92002 41,390,458.8 235,161.6 41,625,620.42003 79,899,998.2 107,899.6 80,007,897.82004 99,529,162.7 24,121.7 99,553,284.42005 132,690,088.5 32,340.0 132,722,428.52006 125,438,396.9 37,037.5 125,475,434.42007 133,668,130.8 36,192.8 133,704,323.62008 176,920,485.9 49,569.4 176,970,055.3TMCA (%) 16.6 (13.4) 16.6FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Venta Total de Gas Natural 2000-2008.101

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Durante el periodo 2000-2008, los ingresos obtenidos por PEP en la venta de gas natural presentanuna TMCA del 16.6%, como consecuencia de los incrementos internacionales en el precio dereferencia de ese producto, por lo que se determinó que la entidad fiscalizada cumplió con lo dispuestoen el artículo 25 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.Resultado Núm. 22Sin ObservacionesDe acuerdo con el PEF del ejercicio fiscal de 2008, la entidad fiscalizada fijó, entre otros objetivos,producir productos petrolíferos de conformidad con las normas y especificaciones establecidascontractualmente con Pemex Refinación y PMI Comercio Internacional, en las entregas de crudo parasatisfacer la demanda interna y externa, respectivamente, vigilando en todo momento la preservacióndel entorno ambiental. Para dar cumplimiento a dicho objetivo, PEP estableció la estrategia deincrementar la capacidad de producción de crudos ligeros y mantener la de crudo pesado.Con base en la revisión del contrato de compra venta de petróleo crudo, suscrito por PEP con PemexRefinación signado el 1 de octubre de 2003; y los convenios modificatorios del 27 de marzo de 2007 y1o. de agosto de 2008; así como el firmado con Pemex Comercio Internacional, S.A. de C.V., el 1o. denoviembre de 1994, todos vigentes en el 2008, se precisó que en esos documentos se establecen lasespecificaciones de calidad que deben contener los diferentes tipos de crudo suministrados a través dela red de ductos y buquetanques, para satisfacer los requerimientos de la demanda nacional einternacional.En relación con Pemex Refinación, en el contrato y convenios suscritos se establecieron lasespecificaciones de calidad de los diferentes tipos de petróleo crudo que se suministran, dentro de loscuales destacan el crudo Maya, Istmo y Olmeca; asimismo, se indican los niveles mínimos de gradosAPI y los máximos de contenido en porcentaje de azufre, agua y sedimentos, sal, níquel, vanadio,asfaltenos y número de neutralización del petróleo crudo.Con el propósito de observar el nivel de cumplimiento a las especificaciones de calidad establecidascontractualmente en el suministro de crudo a Pemex Refinación, esta entidad de fiscalización realizó lavisita de verificación física a la estación CCC Palomas en Agua Dulce, Veracruz, adscrita a PEP, paraconstatar los procedimientos de medición, los análisis de calidad y los registros que se derivan delabastecimiento de crudo; así como la revisión de las entregas de crudo Maya, Istmo y Olmeca en elperiodo 2007-2008 al Sistema Nacional de Refinación, en Nuevo Teapa Veracruz, cuyos resultados secomentan a continuación:102

Sector EnergíaA efecto de constatar la información proporcionada por PEP en cuanto a la calidad del crudo entregadoa Pemex Refinación, se realizó en la estación CCC Palomas una muestra aleatoria de los registros desuministros realizados en el ejercicio de 2008, donde se observó que la entidad fiscalizada lleva acabo, en promedio, 10,000 muestras diarias a los crudos que se envían al Sistema Nacional deRefinación, medida que coadyuva a garantizar que los diversos crudos entregados cuenten con loscomprobantes de entrega/recepción, los informes diarios de pruebas de facturación y la calidad decrudo suministrado.De acuerdo con los reportes de entrega de crudo Maya, Istmo y Olmeca a Pemex Refinación 2007-2008, proporcionados por PEP mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-651-2009 del 13 de julio de2009, se verificó que durante el ejercicio 2008, se realizaron 1,095 suministros de crudo al SistemaNacional de Refinación, a razón de una entrega diaria durante el año, por cada uno de los tipos decrudo en comento.En cuanto al tipo de crudo Maya, de las 365 entregas efectuadas en el 2008, se observó que en 8suministros, lo cual representa el 2.2%, la entidad fiscalizada no cumplió con la calidad minima de 21°API, al presentar en ese lapso un registro mínimo de 20.3 grados, lo que demuestra que en ese año dereferencia, en términos generales PEP se ajustó al parámetro de gravedad establecido en el contratosuscrito con Pemex Refinación.Respecto al contenido de agua y sedimento, en ese mismo número de suministros de 365, PEPincumplió en 226 de las 365 entregas de crudo al Sistema Nacional de Refinación, al no alcanzar el0.5% máximo dispuesto contractualmente, con lo cual la entidad fiscalizada mostró un desempeño del38.1% en el cumplimiento de la norma.Por lo que se refiere al parámetro de contenido de sal, el cual de acuerdo con los términoscontractuales no debe ser superior a 50 LB/MB; con la revisión efectuada a los reportes y registrosderivados del suministro de crudo Maya a Pemex Refinación, se observó que durante el 2008, PEP nose ajustó en 301 de las entregas programadas, por lo que sólo alcanzó un cumplimiento del 17.5%.En cuanto al tipo de Crudo Istmo enviado a Pemex Refinación, de la revisión a la informaciónproporcionada por PEP se desprende que durante el 2008, de las 365 entregas de producto, en sólo 2no se alcanzó el parámetro de los 32° API que se dispusieron contractualmente (22 de mayo y 7 dediciembre de 2008), lo cual representa un cumplimiento del 99.5%.En relación con la cantidad de agua y de sedimento en el crudo Istmo, se observó que de los 365suministros que realizó PEP al Sistema Nacional de Refinación en el 2008, se incumplió en sólo 19entregas, lo que significo un 94.8% de cumplimiento en la calidad del crudo, de acuerdo con la norma103

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008contractual establecida para tal efecto. Respecto del contenido de sal para ese tipo de crudo, severificó que de las 365 entregas a Pemex Refinación, 158 no cumplieron con los niveles de calidad entérminos contractuales obteniendo un cumplimiento del 56.7%.Por último, en lo que se refiere al tipo de crudo Olmeca que se envía a Pemex Refinación, de los 350suministros realizados en el 2008, se incumplió en sólo 2 con la norma de calidad de 38° API lo querepresenta el 99.4% de cumplimiento en la calidad de crudo; en el contenido de agua y sedimento, seobservó que PEP obtuvo un cumplimiento del 100.0%, de los 350 suministros programados; y encuanto al contenido de sal para este crudo, se validó de acuerdo con la información proporcionada quede los 350 suministros entregados a Pemex Refinación, solamente en 12 no se cumplió con lasespecificaciones de calidad, lo cual refleja que la entidad fiscalizada obtuvo un porcentaje decumplimiento del 96.6% en ese parámetro de calidad.Como se observa, durante el 2008 los niveles de grados API en los crudos suministrados al SistemaNacional de Refinación cumplieron con la norma de calidad establecida contractualmente; no así en lacantidad de agua y sal, ya que en ese año de referencia, de manera recurrente se manifestaronniveles por arriba de los parámetros dispuestos para tal efecto, en detrimento de Pemex Refinación, yaque al incumplir con la calidad requerida, representa mayor dificultad para la producción de refinados.El comportamiento de la calidad de los crudos suministrados a Pemex Refinación, en el periodo 2007-2008, es el siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNINCUMPLIMIENTO EN LA CALIDAD DE LOS CRUDOS SUMINISTRADOS A PEMEX REFINACIÓN,2007-2008(NÚMERO DE ENTREGAS)Maya Istmo OlmecaAños °API Agua Sal °API Agua Sal °API Agua Sal2007 0 256 340 0 24 172 0 1 02008 8 226 301 2 19 158 2 0 12FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Calidad de Crudo suministrado a Pemex Refinación 2007 -2008.Si bien en 2008 se observó una reducción del 11.5% en el contenido de sal en el crudo Maya y del8.1% en el tipo Istmo, respecto al año próximo anterior, también ese hecho influye favorablemente enla calidad de los mismos; no obstante, en 2008 el suministro de crudo al Sistema Nacional de104

Sector EnergíaRefinación continúa presentado niveles por arriba de los parámetros dispuestos contractualmente encuanto al contenido de sal y agua. Además, se verificó que las penalizaciones efectuadas por PemexRefinación por deficiencias en la calidad de los crudos suministrados al Sistema Nacional deRefinación registró un ajuste de 2,384,266.8 miles de pesos en el pago efectuado a PEP, debido a lacantidad de agua, sal y sedimentos en el crudo suministrado en el periodo 2007-2008.Como se observa, durante 2008 PEP cumplió parcialmente con la obligatoriedad de suministrar aPemex Refinación crudos con las normas de calidad establecidas contractualmente, en detrimento delSistema Nacional de Refinación, toda vez que al no reunir las especificaciones requeridas, existe unamayor complejidad en el proceso de refinación, el cual conlleva tanto un menor aprovechamiento delrecurso, así como incrementos en los costos de producción de petrolíferos ocasionados por elprocesamiento de un crudo sin la calidad requerida para su proceso por parte de Pemex Refinación.Lo anterior revela que en este caso las acciones realizadas por PEP durante el ejercicio de 2008fueron insuficientes para cumplir con el objetivo de producir petróleo crudo con la calidad requeridapara satisfacer la demanda nacional, en incumplimiento del artículo 11, fracción X, de la Ley Orgánicade Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-02-2010 del 4 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-12-491-2009del 31 de diciembre de 2009, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de laSubdirección de Planeación y Evaluación de PEP informó que las medidas que PEP ha venidoadoptando para cumplir con la norma en cuanto a los niveles máximos de agua y sedimentos (% vol.) ycontenido de sal en Libras por Miles de Barriles (LMB), han sido las siguientes:Desde el año de 2006 se desarrollaron diversas acciones emergentes para controlar la calidad delcrudo Maya comercializado, por el repentino incremento del contenido de agua con alta salinidad delos pozos productores del Activo Integral Cantarell (AIC).En el AIC en una primera etapa, se convirtieron lo separadores de prueba instalados en seisplataformas satélites, de bifásicos (separación crudo-gas) a trifásicos (separación crudo-gas-agua),con la finalidad de deshidratar el crudo a boca de pozo, con inyección previa de desemulsificante enlas bajantes de los pozos; en una segunda etapa, también fueron convertidos los separadores remotosen las mismas plataformas; simultáneamente, se adecuó la infraestructura de transporte para lasegregación de corrientes en dos flujos: un flujo con crudo deshidratado y otro con crudo hidratado ohúmedo.105

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Esta acción nos permitió manejar y controlar la calidad del crudo hacia los puntos de exportación costafuera, es decir, el objetivo fue entregar crudo deshidratado y desalado para exportación en:• Terminal Marítima Cayo Arcas (dos boyas),• Artefacto Naval de almacenamiento y exportación, FSO, y• Artefacto Naval de almacenamiento, proceso y exportación, FPSOAunado a lo anterior, se estrangularon y cerraron pozos con alto contenido de agua. Para estasmedidas, la Región Marina Noreste (RMNE) con recursos propios, fue la responsable de suimplementación y ejecución.Mientas tanto, “en la Terminal Marítima de Dos Bocas (TMDB), se deshidrató inicialmente el crudoMaya proveniente del AIC con un tanque de almacenamiento convertido provisionalmente adeshidratador tipo gun barrel (hechizo), con inyección de producto desemulsificante y reposo”.Posteriormente en la TMDB, se desarrolló el proyecto de “Deshidratación y Desalado mediante laconversión de dos tanques de Almacenamiento de 500 MB a Gun Barrel” para contar con un procesode Deshidratación y Desalado con un sistema de calentamiento en el menor tiempo posible, concapacidad de deshidratación de 600 Mil Barriles Diarios (Mbd) de crudo Maya proveniente del ActivoIntegral Cantarell, para obtener el crudo dentro de las especificaciones contractuales de calidad:Máximo 0.5 % volumen de agua y 50 LMB de sal. Este proyecto consiste en convertir bajo diseño y enforma definitiva, dos tanques de almacenamiento de 500 mil barriles, a tanques deshidratadores tipogun barrel, uno de los cuales quedó operando al 100% en el año 2009; el segundo tanque, así como elsistema de calentamiento está programado para su terminación para el primer semestre de 2010.En esta fase, la RMNE estableció como premisa que la producción correspondiente al Activo IntegralKu-Maloob-Zaap (AIKMZ) cumplía con los parámetros de calidad de 0.5 % volumen de agua y 50 LMBde sal.Para el crudo Istmo, la infraestructura existente actualmente en la Terminal Marítima de Dos Bocas ylos servicios de inyección de desemulsificante en plataformas de la RMSO y en la propia Terminal,resulta suficiente para cumplir con la calidad contractual de este tipo de crudo.Al respecto, la ASF determinó atendida la observación, toda vez que se constató que la entidadfiscalizada ha venido adoptando las medidas necesarias para cumplir con la calidad en cuanto a losniveles máximos de agua y sedimentos (% vol.) y contenido de sal en libras por miles de barriles.106

Sector EnergíaResultado Núm. 23Sin ObservacionesCon base en la revisión de los registros y controles derivados de los análisis de calidad realizados alcrudo tipo Maya suministrado a PMI Comercio Internacional para satisfacer la demanda internacionalen las instalaciones marinas de “Cayo Arcas”, “Dos Bocas”, los artefactos navales “FPSO YÙUMK’AK’NÁAB” y “FSO TA´KUNTAH”, así como la Terminal Marítima Pajaritos, se observó que en elejercicio fiscal 2008 en términos generales la entidad fiscalizada cumplió parcialmente con lasespecificaciones de calidad en los grados API, en el contenido de agua y sedimentos, así como con losniveles de sal, como se muestra a continuación:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNINCUMPLIMIENTOS A LA CALIDAD DE LOS CRUDOS SUMINISTRADOS A PMI 2008(SUMINISTROS)Instalación/Parámetros de CalidadNúmero deSuministrosAPIParticip.(%)AguaParticip.(%)SalParticip.(%)Cayo Arcas 177 124 70.0 21 11.9 177 100.0Terminal Marítima “Dos Bocas” 85 0 0.0 1 1.2 13 15.3Artefacto Naval “FPSO YUUM KAK NAAB” 255 216 84.7 0 0.0 54 21.2Artefacto Naval “FSO TA KUNTAH” 281 203 72.2 0 0.0 268 95.4Terminal Marítima Pajaritos 34 0 0.0 1 2.9 1 2.9FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Reportes de Calidad del Suministro de Crudo a PMI 2008.Como se observa en el cuadro anterior, en el ejercicio 2008, se presentaron incumplimientosimportantes en tres de los cinco lugares de exportación de crudo maya, en cuanto al contenido degrados API en el crudo equivalente.Por lo que respecta al contenido de agua y sedimentos, en términos generales, se observó que en elaño de referencia existió un cumplimiento a la norma establecida contractualmente con PMI, no así enel caso del contenido de sal, ya que en la totalidad de las instalaciones marítimas se rebasaron loslímites permitidos, destacando Cayo Arcas y el artefacto naval “FSO TA KUNTAH”, los cualespresentaron un incumplimiento del 89.4% y 95.4% en los suministros efectuados, respecto al total deentregas realizadas, en ese orden.107

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En ese sentido, en el periodo 2007-2008 el incumplimiento de las especificaciones en la Gravedad APIy el contenido de agua y sedimentos, así como de sal, es el siguiente:INCUMPLIMIENTOS EN LA CALIDAD DEL CRUDO A PMI 2007-2008(NÚMERO DE SUMINISTROS)AñoTotal deEntregas°APIIncumplimiento(%)(%)AguaIncumplimiento(%)Sal (Lb/Mb)Incumplimiento(%)2007 924 229 24.8 29 3.1 413 44.72008 832 547 65.7 23 2.8 513 61.7FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Reportes de Calidad del Suministro de Crudo a PMI 2008.No obstante el menor número de entregas de crudo respecto a 2007, en 2008 PEP acentuó elincumplimiento a la norma de calidad establecida para los grados API, agua y sedimentos, así comosal, hecho que refleja la situación que se presenta hoy en día en los campos de producción de crudo,como es el caso del Activo Cantarell, cuyo declinamiento natural y la complejidad para mantener losniveles de producción, traen consigo comercializar crudos con parámetros de calidad inferiores a losrequeridos.La situación de calidad que en el periodo 2006-2008 presentaron los crudos, así como su disminuciónen su nivel de exportación, trajo consigo una menor captación de recursos, lo cual repercute en losingresos de origen petrolero, en incumplimiento del artículo 11, fracción X, de la Ley Orgánica dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-02-2010 del 4 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-12-491-2009del 31 de diciembre de 2009, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de laSubdirección de Planeación y Evaluación de PEP informó que el incumplimiento a la norma de calidadestablecida para los grados API, agua, así como sal en el crudo Maya, no ha repercutido aún en ladisminución de los niveles de exportación, realmente esta disminución ha sido provocada por ladeclinación de producción del AIC y mayores requerimientos de este crudo del Sistema Nacional deRefinación, para consumo nacional; asimismo, señaló que el incumplimiento en los grados API sedebe al desarrollo de Campos de crudo extrapesado del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap (AIKMZ), queno ha podido ser compensado con los volúmenes de crudo ligero marino (CLM) enviado por la RegiónMarina Suroeste a la Región Marina Noreste, para su mezcla en los artefactos navales FSO y FPSO,por la restricción de bombeo en el Centro de Proceso Abkatum-A, para lo cual se implementó un108

Sector Energíaproyecto de instalación de dos bombas reforzadoras adicionales en Abkatum-A e inyección decondensados en Akal J, que resolverá en forma definitiva este problema el primer trimestre del 2010; yen relación con el incumplimiento a la norma de calidad para el agua y para la sal, informó que se hacontrolado a la fecha, estrangulando algunos pozos del AIKMZ, específicamente de los Campos deZaap y Maloob, que repentinamente empezaron a producir crudo hidratado, lo cual no estabaconsiderado en los estudios iniciales de yacimientos.Al respecto, la ASF determinó atendida la observación, toda vez que PEP ha realizado accionestendientes para cumplir con los parámetros de calidad requeridos en la producción de crudo.Resultado Núm. 24Sin ObservacionesCon la finalidad de observar la calidad del crudo suministrado a PMI Comercio Internacional para suexportación, se realizó la visita de inspección física al artefacto naval “FSO TA KUNTAH”, en la cual seconstató que, dicha instalación marítima es una de las encargadas de suministrar el crudo Maya a lasembarcaciones de origen extranjero, que previamente a ello formalizaron la venta con PMI, para locual cuenta con un laboratorio para medir los parámetros y especificaciones de acuerdo con lostérminos contractuales establecidos para tal efecto.Con la revisión efectuada, se precisó que en términos generales durante el ejercicio de 2008 la entregade petróleo crudo Maya de exportación no cumplió con los niveles máximos establecidos en el contratode suministro en cuanto al contenido de sal y azufre en el crudo.Respecto a las sanciones que PEP recibió por el incumplimiento en la calidad de crudo, la entidadfiscalizada señaló que del periodo 2006 a 2008, registró una sanción de 443,142.6 miles de pesos porexceso de agua, sal y sedimentos en el crudo Maya suministrado a PMI Comercio Internacional.Lo anterior revela que también en este caso las acciones realizadas por PEP durante el ejercicio de2008 no fueron suficientes para cumplir con el objetivo de producir hidrocarburos (petróleo crudo, gasseco, petrolíferos y petroquímicos) con calidad, para satisfacer la demanda tanto nacional comointernacional, ya que esta problemática se presentó en el ejercicio anterior y fue recurrente en 2008.Por otra parte, se constató que el artefacto naval “FSO TA KUNTAH” a cargo de PEP sirve paramezclar crudos ligeros con un promedio de 33° con pesados de 13° API, provenientes de los pozos deproducción del campo Ku-Maloob-Zaap para comercializar una mezcla de exportación similar al crudoMaya de 21° API, la cual se obtiene en una relación promedio de dos barriles ligeros por uno depesado.109

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Como se observa, la calidad de los crudos de uno de los mayores campos productores de PEP comoes el caso del Ku-Maloob-Zaap, no reúne del todo los mínimos requeridos de calidad API para sercomercializado por sí solo, hecho por el que su venta se realiza en detrimento de los crudos ligeros ysuperligeros, los cuales tienen un mayor costo en el mercado internacional.Lo anterior muestra los esfuerzos que realiza PEP para mantener la producción de petróleo crudo ypara dar atención a la demanda internacional; sin embargo, esto lo lleva a cabo en detrimento decrudos con un mayor valor agregado y por ende un mayor precio en el mercado, por lo que de persistirla baja de producción y la insuficiente exploración en aguas profundas y perforación de pozos endesarrollo, la práctica de mezclar crudos para impulsar su comercialización, se realizará de manerarecurrente, con lo que finalizará la venta al exterior de crudos ligeros y superligeros.Con los esfuerzos que realiza PEP para cumplir con sus objetivos y metas, se da cumplimiento alartículo 45, primer párrafo, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Resultado Núm. 25Sin ObservacionesMediante la revisión y análisis del apartado de “Indicadores de Desempeño” del PEF de 2008, seobservó que en ese año Petróleos Mexicanos estableció el objetivo de producir hidrocarburos (petróleocrudo, gas seco, petrolíferos y petroquímicos), con calidad y en congruencia con las normas yespecificaciones ambientales, para satisfacer la demanda tanto nacional como internacional, a travésde la estrategia de PEP orientada a incrementar la producción de gas de acuerdo con las metasestablecidas para tal efecto.A fin de verificar los resultados obtenidos por PEP en cuanto a la calidad en el suministro de gasamargo a Pemex Gas y Petroquímica Básica en el ejercicio de 2008, se revisó el contrato de compraventa de gas natural celebrado entre ambas entidades, suscrito el 15 de agosto de 1997, en cuyodocumento se establecieron los parámetros de calidad requerida para su compra-venta.Con base en la información sobre las pruebas de calidad realizadas al gas húmedo amargosuministrado a PGPB, se analizaron los porcentajes máximos en volumen de acido sulfhídrico (H2S),nitrógeno (N2), bióxido de carbono (CO2) y oxigeno; al producto entregado en los ComplejosProcesadores de Gas (CPG) “Ciudad Pemex”, “Nuevo Pemex”, “Arenque”, “Poza Rica”, “Matapionche”y “Cactus”.110

Sector EnergíaCon el análisis, se precisó que en los Complejos Procesadores de Gas “Ciudad Pemex”, “NuevoPemex” y “Cactus”, los porcentajes máximos permitidos en el contrato de compra-venta de gashúmedo amargo en cuanto al contenido de nitrógeno en el periodo 2007-2008 fueron superiores y porende se cumplió solo parcialmente con la calidad requerida, como se aprecia a continuación:Por lo que respecta al año de 2007, se obtuvieron los resultados siguientes:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCONTENIDO DE NITRÓGENO EN EL GAS HÚMEDO AMARGO SUMINISTRADO A PGPB, 2007(VALORES PROMEDIO AÑO)Complejo Procesador deGas/MesesEne Feb. Mar Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.Especificación de laNorma 2.0% máximo2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00CPG Ciudad Pemex 6.38 7.31 7.22 8.32 8.37 8.51 7.95 9.26 8.91 9.87 11.05 12.01CPG Cactus 2.76 2.57 2.75 2.60 2.69 2.27 2.26 2.37 2.04 2.11 2.55 4.20CPG Nuevo Pemex 5.96 7.00 7.22 7.83 7.82 7.86 7.80 8.81 8.19 9.89 10.49 11.38FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Contrato de Compra-Venta de Gas Natural suscrito entrePemex Exploración y Producción y Pemex Gas y Petroquímica Básica del 15 de agosto de1997; Pemex Exploración y Producción, Reportes diarios de la calidad del gas húmedo amargosuministrado de PEP a PGPB 2007-2008.En cuanto a 2008, la calidad fue la siguiente:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCONTENIDO DE NITRÓGENO EN EL GAS HÚMEDO AMARGO SUMINISTRADO A PGPB, 2008(VALORES PROMEDIO AÑO)Complejo Procesadorde Gas/MesesEne Feb. Mar Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.Especificación de laNorma 2.0% máximo2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00CPG Ciudad Pemex 11.87 11.45 10.84 11.46 11.38 10.98 11.24 11.74 11.70 12.25 11.84 11.18CPG Cactus 3.58 3.60 4.06 4.53 4.65 5.07 4.80 4.84 5.72 6.15 6.47 5.91CPG Nuevo Pemex 11.45 10.91 10.46 10.91 10.62 10.52 10.74 11.30 11.11 11.84 11.57 10.85FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Contrato de Compra-Venta de Gas Natural suscrito entrePemex Exploración y Producción y Pemex Gas y Petroquímica Básica del 15 de agosto de 1997;Pemex Exploración y Producción, Reportes diarios de la calidad del gas húmedo amargosuministrado de PEP a PGPB 2007-2008.111

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En el periodo 2007-2008 PEP incumplió la especificación de calidad del 2.0% en cuanto al porcentajemáximo permitido en el contenido de nitrógeno de gas húmedo amargo; del cual es más significativo el2008, toda vez que los CPG “Ciudad Pemex”, “Nuevo Pemex” y “Cactus” incrementaron los nivelesfuera de especificación en 474.7%, 451.2% y en 147.4%, en ese orden; esto revela que hasta esteúltimo año los esfuerzos realizados por PEP para revertir esa situación fueron insuficientes, ya que latendencia ascendente del contenido de nitrógeno afecta directamente en la capacidad de producciónde gas en los centros procesadores a cargo de PGPB.Dado los incrementos registrados en el contenido de nitrógeno, respecto al año próximo anterior, losvalores promedio de ese año son los siguientes:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPORCENTAJES PROMEDIO DE CONTENIDO DE NITRÓGENO EN EL GAS HÚMEDO AMARGOSUMINISTRADO PGPB, 2008(VALORES PROMEDIO AÑO)Complejo Procesador deGasValor Máximo de la Norma deCalidad %Promedio 2008 Variación %CPG Ciudad Pemex 2.0 11.49 474.5CPG Cactus 2.0 4.95 147.5CPG Nuevo Pemex 2.0 11.02 451.0FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Contrato de Compra-Venta de Gas Natural suscrito entrePemex Exploración y Producción y Pemex Gas y Petroquímica Básica del 15 de agosto de1997; Pemex Exploración y Producción, Reportes diarios de la calidad del gas húmedoamargo suministrado de PEP a PGPB 2007-2008.La mayor cantidad de nitrógeno en el gas húmedo amargo, en parte es consecuencia del incrementoen la inyección de ese elemento en la extracción de crudo y gas natural, el cual no es separado por lafalta de infraestructura en PEP y así es suministrado a PGPB para su procesamiento, con los costos ydificultades operativas que esto conlleva; por lo anterior, se determinó que la entidad fiscalizadacumplió parcialmente con el objetivo establecido en el PEF orientado a contar con estándaresinternacionales de calidad, ya que el gas húmedo amargo entregado a PGPB no se ajusta a losparámetros de calidad establecidos contractualmente, en incumplimiento del artículo 11, fracción X, dela Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-02-2010 del 4 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-12-491-2009del 31 de diciembre de 2009, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de laSubdirección de Planeación y Evaluación de PEP informó que con el objeto de mantener las cuotas de112

Sector Energíaproducción de crudo establecidas por las autoridades gubernamentales, PEP implementó losproyectos de inyección de nitrógeno a los yacimientos para el mantenimiento de presión en los ActivosIntegrales Cantarell, Bellota-Jujo y Samaria-Luna, en la Región Marina en el año 2000 y en diciembrede 2007 en la Región Sur respectivamente, como resultado de este proceso se presentó irrupcióntemprana del nitrógeno en el campo Cantarell a finales del 2006 y en forma similar desde el inicio deoperación de las plantas de inyección en los campos Jujo, Tecominoacán, Oxiacaque e Iride durante el2008. Ante esta problemática PEP ha estado realizando esfuerzos para reducir el contenido denitrógeno en el gas natural; asimismo señaló que actualmente para controlar el contenido de nitrógenoen valores que permitan la operación continua de los procesos en PEP y PGPB, PEP está tomando lasacciones siguientes:a) Construcción de una Planta recuperadora de Nitrógeno (NRU), en CD. Pemex (operaactualmente).b) Construcción de una Planta recuperadora de Nitrogeno (NRU), en Cunduacán (proceso delicitación).c) Proyecto de inyección de gas contaminado con N2 al yacimiento en Cantarell, (actualmente enoperación).d) Proyecto de inyección de gas contaminado con N2 al yacimiento en Samaria-Luna, (actualmenteen operación).e) Proyecto de inyección de gas contaminado con N2 al yacimiento en Jujo-Tecominoacán, (enejecución).f) Proyecto de segregación de corrientes en Atasta.Todas estas obras de infraestructura algunas ya están en operación y otras en proceso deconstrucción o en proceso de licitación.Al respecto, la ASF determinó atendida la observación, toda vez que PEP ha realizado accionestendientes a incrementar la infraestructura necesaria para poder separar el nitrógeno del gas natural.113

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 26 Observación Núm. 1En los estados financieros 2008 de PEP, proporcionados mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-1024-2009 del 6 de octubre de 2009, se observó que durante ese año la entidad fiscalizada reportó unrendimiento antes de derechos e impuestos por un monto de 994,607,859.0 miles de pesos, de loscuales 761,683,139.0 miles de pesos (76.6%) se destinaron al pago de impuestos y derechos porextracción de hidrocarburos, por lo que para PEP significó obtener en ese año de referencia unrendimiento neto de 232,924,720.0 miles de pesos.Con respecto a 2007, los recursos transferidos en 2008 a la SHCP por concepto de derechos eimpuestos resultan inferiores en 14.4 puntos porcentuales, ya que en ese año de referencia la cargafiscal le significó a PEP el 91.0% del rendimiento antes esos gravámenes, al cubrir 663,549,438.0miles de pesos a esa secretaría de los 729,188,632.0 miles de pesos generados por la entidadfiscalizada.Con la finalidad de observar en qué medida los impuestos y derechos establecidos por la SHCP, sobrela extracción de petróleo y derivados, así como en los rendimientos excedentes impactan a lasfinanzas de PEP, se revisaron los estados financieros de la entidad fiscalizada durante el período2000-2008, proporcionados mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-1024-2009 del 6 de octubre de 2009,cuyos resultados se desprenden a continuación.AñosPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNRENDIMIENTO DE LA OPERACIÓN ANTES Y DESPUÉS DE IMPUESTOS(MILES DE PESOS)Rendimiento antesde Impuestos yDerechosPago de Impuestos yDerechosRendimientodespués deImpuestos yDerechosParticipación de losImpuestos yDerechos en elRendimiento (%)2000 233,980,759.0 221,570,992.0 12,409,767.0 94.72001 178,098,107.0 165,605,163.0 12,492,944.0 93.02002 197,113,575.0 186,674,517.0 10,439,058.0 94.72003 311,356,014.0 282,778,659.0 28,577,355.0 90.82004 440,445,157.0 382,496,733.0 57,948,424.0 86.82005 567,673,902.0 552,385,483.0 15,288,419.0 97.32006 690,968,562.0 570,424,000.0 120,544,562.0 82.62007 729,188,632.0 663,549,438.0 65,639,194.0 91.02008 994,607,859.0 761,683,139.0 232,924,720.0 76.6FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Estados Financieros 2000-2008.114

Sector EnergíaSi bien durante el 2008, la carga tributaria por extracción de petrolíferos descendió en 14.4 puntosporcentuales con respecto a 2007, también es cierto que aun ese porcentaje es significativo para lasolvencia financiera de PEP, si se considera que es el 76.6% del rendimiento generado, al cual estánintegrados los beneficios derivados de los elevados precios internacionales de crudo registrados enese año; ante esta situación resulta evidente que PEP transfiere vía impuestos y derechos parte de losrecursos necesarios para llevar a cabo inversiones en la exploración y explotación de loshidrocarburos, lo que se hace evidente en la escasa asignación presupuestal para la investigación enaguas profundas, así como en el crecimiento de las empresas contratistas privadas en las actividadesde perforación y terminación de pozos de desarrollo.La falta de inversiones en la exploración en aguas profundas y en nuevos campos de desarrollo, y laproducción de hidrocarburos en declive por el agotamiento del principal activo Cantarell, aunado a lastransferencias de recursos que se realizan a la SHCP vía impuestos y derechos, representan en elmediano y largo plazos que el país no cuente con la capacidad productiva para dar atención a lademanda de hidrocarburos, lo cual se reflejará en mayores niveles de importación de gas, gasolinas yproductos petroquímicos y, por tanto, en una disminución significativa en la captación de recursos, enincumplimiento de los artículos 10 y 11, fracciones II y III, de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0485-07-009Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que Pemex Exploración y Producción destine los recursos derivados de losrendimientos después del pago de impuestos y derechos para la ejecución de nuevos proyectosencaminados a la exploración en aguas profundas y otros desarrollos, así como en la producción decrudo y gas natural, mediante la mayor perforación y terminación de pozos de desarrollo, priorizandoen todo momento la posibilidad de realizarlo con recursos propios del organismo, en cumplimiento delartículo 19, fracciones I, II y III, de la Ley de Petróleos Mexicanos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.115

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 27Sin ObservacionesCon base en las tendencias mostradas en el personal adscrito a PEP en el periodo 2000-2008 y en losniveles de producción de crudo en ese mismo periodo, se observó que ésas no guardan alineaciónalguna, toda vez que el número de plazas ocupada anualmente ha crecido a una TMCA del 2.1%, entanto que los niveles de producción decrecieron a esa misma tasa en 0.9%, como se muestraenseguida:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNRELACIÓN PRODUCCIÓN/PERSONAL, 2000-2008(BARRILES/PLAZAS)PeriodoNúmero dePersonalAdscritoIncremento delpersonal respectoal año inmediatoanteriorProducción dePetróleo Crudo(MMBD)Incremento de laproducciónrespecto al añoinmediato anterior2000 42,642 3,012.02001 43,208 1.3 3,127.0 3.82002 44,658 3.4 3,177.1 1.62003 46,322 3.7 3,370.9 6.12004 47,975 3.6 3,382.9 0.42005 48,371 0.8 3,333.3 (1.5)2006 48,767 0.8 3,255.6 (2.3)2007 49,045 0.6 3,075.7 (5.5)2008 50,273 2.5 2,791.6 (9.2)TMCA (%) 2.1 (0.9)FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Relación de Plazas de Personal 2000-2008;Producción de Petróleo Crudo 2000-2008.En relación con el número de personal adscrito a la entidad fiscalizada, desde el año 2000, elcomportamiento es ascendente ya que al 2008 el número de plazas creció en 17.9%, en relación conese año, de lo que destaca los ejercicios 2003 y 2004, al registrar crecimientos del 3.7% y 3.6%; no asíla producción de crudo, la cual a partir de 2004, registra una tendencia decreciente, la cual se acentúaen el 2008, al caer en 9.2%, con respecto a 2007.116

Sector EnergíaDe lo anterior, se desprende el siguiente comportamiento porcentual anual durante el periodo 2000-2008 en el número de plazas adscritas a PEP y los niveles de producción de crudo, como se presentaa continuación:FUENTE:Pemex Exploración y Producción, Relación de Plazas de Personal 2000-2008; Producciónde Petróleo Crudo 2000-2008Si bien a partir de 2004, PEP registra un descenso en la producción de crudo, la contratación depersonal muestra una tendencia de crecimiento constante a partir del año 2000, hecho que refleja quela política de la entidad fiscalizada en cuanto a la creación de un mayor número de plazas no estáasociada o en función de la productividad, en este caso, de la producción de crudo, por lo que elincremento de los servicios personales y por ende mayores erogaciones en sueldos y salarios, aunadoa las cargas impositivas de la SHCP, y la participación de las compañías privadas en las actividadesde perforación y terminación de pozos de desarrollo, las cuales conllevan mayores costos respecto alas realizadas con recursos propios, propician aún más la falta de viabilidad financiera para optimizarrecursos necesarios para ejecutar proyectos de inversión innovadores que conlleven a impulsar losniveles de producción y garantizar el cumplimiento de la misión institucional, en cuanto a maximizar elvalor económico a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país.Al respecto, no se determinó un incumplimiento de los niveles de producción de crudo y del número deplazas de los servicios personales, ya que en los resultados núms. 4 y 13, se emitió un dictamen sobrecada caso en particular.117

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 28Sin ObservacionesDe acuerdo con el documento “Campos Nuevos para la Restitución de Crudo y Gas”, emitido por PEP,se observó que a partir de 2010, la entidad fiscalizada tiene programado llevar a cabo 6 proyectos deinversión en 19 campos de producción ubicados en las diferentes regiones a su cargo, con lo cualpretende restituir 1,107.9 MBD de crudo y 2,309.0 miles de millones de pies cúbicos (MMMPC) de gas;de esos proyectos, 2 estarían financiados con recursos etiquetados como PIDIREGAS (Proyectos deInfraestructura Diferidos en el Registro del Gasto); en tanto que los 4 restantes se desarrollarán conrecursos propios de la entidad fiscalizada.Los campos en los que se desarrollaran los futuros proyectos de inversión incrementarán suproducción con una proyección hasta 2016, como se muestra a continuación:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN 2010-2016NUEVOS PROYECTOS PARA RESTITUCIÓN DE LAS RESERVAS DE CRUDO Y GAS NATURALCampoVolumen por Recuperarde Aceite(MMB)Volumen por RecuperardeGas(MMMPC)Fecha de InicioProducciónTUMUT 37.4 41.9 2010KUIL 86.3 82.5 2011TSIMIN 164.5 1,021.0 2011ONEL 46.5 62.9 2012ICHALKIL 70.7 44.1 2012AYATSIL 289.1 32.4 2012LAKACH 0.0 673.0 2013MISON 17.0 12.8 2013CHE 1.7 46.2 2014PIT 224.7 30.9 2014KAMBESAH 17.9 12.1 2014ETKAL 4.0 108.6 2015UCHAK 0.0 18.9 2015KIX 2.1 10.9 2015NAK 2.3 9.0 2015AYIN 102.5 24.2 2016CHUHUK 14.2 23.5 2016POKOCH 18.1 25.6 2016WAYIL 8.9 28.5 2016Total a Recuperar 1,107.9 2,309.0FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Campos Nuevos para la Restitución.118

Sector EnergíaSi bien PEP tiene programado llevar a cabo diversos proyectos de inversión para restituir las reservaspor el declive del Proyecto Cantarell, con lo cual se repondría la capacidad de producción en términossimilares al 2004, también es cierto que el reflejo de ello no se presentará sino hasta 2012, lo cual noes suficiente, si se considera que ese activo profundizará su caída de producción en los próximosaños, como se muestra a continuación:FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Producción Proyecto CantarellDe acuerdo con la información “Producción del Proyecto Cantarell”, proporcionada por PEP, seobservó que a 2015 la producción de crudo en el activo en comento decrecerá a una TMCA del 13.7%,por lo que en ese año se proyecta una producción de 359.9 MBD, cantidad que significaría una caídadel 83.2%, respecto a su máximo histórico en 2004, (2,136.3 MBD) y en 64.3%, con respecto a 2008.Como se observa, a partir de 2009, el decrecimiento en la producción del activo se acentuaráanualmente, lo cual presupone, que para continuar con la explotación del Activo Cantarell, la cantidadde nitrógeno se incrementará en la misma proporción, no sólo con la afectación a las finanzas de laentidad fiscalizada por el costo de ese gas, ya que también ello repercutirá en una mayor cantidad degas enviado a la atmosfera, por la falta de infraestructura para su procesamiento, así como producircrudo y gas natural fuera de especificación para la producción de productos refinados, principalmentegasolinas; y la comercialización de gas, por el alto contenido de nitrógeno y el contacto agua y aceitepor su declive natural.Ante ese escenario, resulta evidente que la entidad fiscalizada en el corto y mediano plazos deberáadoptar una serie de medidas para evaluar la factibilidad de continuar con la explotación del ActivoCantarell, con los costos que conllevaría una mayor inyección de nitrógeno, no sólo por el suministro119

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008de gas, sino también por la afectación a Pemex Refinación y Pemex Gas y Petroquímica Básica, por elenvío de crudo y gas natural fuera de especificación, ya que ello implica mayores costos para elprocesamiento de los productos referidos.Con la finalidad de mostrar en qué medida los nuevos proyectos a cargo de PEP son suficientes pararestituir la baja de producción del Activo Cantarell, a continuación se presenta la siguiente información:PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNRESTITUCIÓN DE PRODUCCIÓN DE CRUDO DEL ACTIVO CANTARELL CON NUEVOSPROYECTOSPeriodoProducción delActivo CantarellComportamiento delActivo Cantarell conRespecto al añoanteriorProducción deNuevos ProyectosPor Restituir2008 1039.52009 653.7 (385.8) 0 (385.8)2010 546.2 (107.5) 37.4 (455.9)2011 478.3 (67.9) 250.8 (273.0)2012 456.9 (21.4) 359.8 65.42013 437.4 (19.5) 17 62.92014 379.8 (57.6) 244.3 249.62015 359.9 (19.9) 8.4 238.1FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Campos Nuevos para la Restitución de Crudo,Producción de Petróleo Crudo 2000-2008Si se conluyen con éxito los proyectos de inversión previstos y que los crudos extraídos cumplen conlas especificaciones mínimas de calidad requeridas, no será sino hasta 2012 cuando PEP restituya losniveles de producción de crudo del Activo Cantarell similares a los obtenidos en el periodo 2006-2008;sin embargo, éstos no son suficientes para lograr el dinamismo presentado en el 2004 y ejerciciosanteriores y por ende persistirá el eminente riesgo de que la entidad fiscalizada no garantice de formatotal la atención de la demanda de Pemex Refinación para la producción de gasolinas y otrosrefinados, así como de Pemex Gas y Petroquímica Básica para su producción de gas; y queeventualmente se concluya con la exportación de petróleo, en detrimento de las finanzas del país.Al respecto, no se determinó un incumplimiento de los niveles de producción de crudo, ya que en elresultado núm. 4 se emitió un dictamen sobre el particular.120

Sector EnergíaResultado Núm. 29Sin ObservacionesComo resultado de la Auditoría al Programa Presupuestario B001 “Programa de Producción dePetróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos”, practicada a PEP, la cual se enfocó a observar el nivel dedesempeño en términos de congruencia, eficacia, eficiencia, economía, calidad e impacto mostradodurante el 2008, se determinó que la entidad fiscalizada manifiesta severos riesgos en el mediano ylargo plazos para mantener la capacidad de producción de crudo y gas natural de forma tal que lepermita satisfacer la demanda interna y continuar con su participación en el mercado internacional.Lo anterior se debe a que los esfuerzos para revertir la tendencia de producción determinada por eldeclive natural del Activo Cantarell aún son insuficientes; por una parte, no se da cabal cumplimiento alos programas de perforación y terminación de pozos de desarrollo de acuerdo con lo previsto; loscostos presentados por las empresas contratistas privadas son muy superiores a lo que se lleva acabo con recursos propios; la inyección de nitrógeno para continuar con los niveles de producción esascendente, tanto en cantidad como en precio y por ende con un incremento de ese gas en laextracción de crudo y gas natural, el cual afecta en las especificaciones de calidad a las otrassubsidiarias de Petróleos Mexicanos que los consumen, además del aumento de las emisiones de gasa la atmósfera que no es posible procesar por la falta de infraestructura, con lo cual se pierde laoportunidad de captar mayores recursos derivados de la operación; y sobre todo el país se aleja de lavanguardia de explotación de petrolíferos, al ser escasos los recursos presupuestales que destina a lainvestigación de nuevos campos petrolíferos, esencialmente en aguas profundas.Por otra parte, el número de plazas adscritas a la entidad fiscalizada, así como las erogaciones concargo a servicios personales continúan con una tendencia alcista, no obstante el declive de laproducción, lo cual es un reflejo de que la contratación de personal que lleva a cabo el organismo nose rige por criterios de productividad; y sobre todo, los altos impuestos por derechos de explotaciónque transfiere a la SHCP anualmente propician un escenario inviable para que la paraestatal desarrolley aplique nuevas tecnologías de exploración y explotación de los petrolíferos, pára mantener laplataforma de producción a fin de satisfacer plenamente la demanda interna y externa.Si bien los ingresos por la venta de crudo y gas natural están beneficiados por los atractivos preciosque se establecen en el mercado internacional, razón por la cual en términos de ingresos reflejan unmayor beneficio para el país, también es cierto que, con la baja en los niveles de producción, éstosdecaerán en función de la participación de PEMEX en el comercio exterior, lo cual traerá consigo unapérdida de oportunidad de continuar captando recursos adicionales.Dada la relación de PEP con Pemex Refinación, la mayor cantidad de nitrógeno, contacto aceite-aguay sales en el crudo propicia que los trenes de refinación que conforman el Sistema Nacional de121

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Refinación estén en constante proceso de reconfiguración y por ende destinen cantidadessignificativas de recursos presupuestales para estar en posibilidad de procesar los crudos que sesuministran a ese organismo; esto mismo ocurre con el gas natural que se envía a Pemex Gas yPetroquímica Básica, el cual representa mayores costos por el procesamiento de un producto fuera deespecificación.Ante ese escenario, es evidente que se deben realizar modificaciones en los aspectos financieros yoperativos de la entidad fiscalizada, toda vez que en el mediano y largo plazos no será posibleincrementar los niveles de producción de crudo y gas natural si no se cuenta con la disponibilidadfinanciera para profundizar en las actividades de exploración y explotación de productos petrolíferos;además de admitir sobrecostos de las compañías privadas en las actividades de perforación yterminación de pozos de desarrollo, al no contar con recursos propios para ejecutarlos poradministración directa; esto repercutirá indudablemente en los ingresos del país con susconsecuencias en otorgar menos presupuesto para proporcionar los servicios públicos que demanda laciudadanía.Al respecto, no se determinó un incumplimiento de los niveles de producción de crudo, en la falta deexploración, en el aumento de gas enviado a la atmosfera, en la mayor participación de las empresascontratistas en la perforación y terminación de pozos de desarrollo, en la insuficiente cobertura para elmantenimiento de pozos de desarrollo, en el incremento de la contratación de plazas de los serviciospersonales, en los suministros de los crudos sin la calidad necesaria para ser procesados en elSistema Nacional de Refinación, y en los elevados impuestos por derechos de explotación quetransfiere PEP a la SHCP anualmente, ya que en los resultados núms. 4, 5, 7, 8, 9, 13 y 26 seemitieron diversos dictámenes sobre cada caso en particular.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 8 observación(es) que generó(aron) 10 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 10 a Recomendación(es) al Desempeño.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con ProgramaProducción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos, Indicador Producción de Crudo y Gas, cuyoobjetivo consistió en fiscalizar la gestión financiera de los recursos ejercidos en 2008 por Pemex122

Sector EnergíaExploración y Producción aplicados en las actividades de Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos yPetroquímicos, así como verificar el cumplimiento del indicador de producción de crudo y gas según loplaneado, se determinó fiscalizar un monto de 99,339,967.7, que representa el 100% de los recursosreportados en la Cuenta Pública 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los ordenamientos legales, las disposiciones normativasaplicables a la naturaleza de las operaciones revisadas y a la normativa institucional para lafiscalización superior de la gestión gubernamental; las cuales requieren que la auditoría sea planeaday desarrollada de tal manera que permita obtener una seguridad razonable de que lo revisado, deacuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, no presenta errores importantes. En consecuencia,existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sólo a la muestra de lasoperaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesal Programa Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos, Indicador Producción deCrudo y Gas respecto de las operaciones examinadas.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) envió copia del oficio núm. GER-III-1-71-2010 del20 de enero de 2010, mediante el cual el Gerente de Evaluación de Resultados de la Subdirección dePlaneación y Evaluación de PEP proporcionó copias de diversa información y documentaciónrelacionada con los resultados finales núms. 1, 2, 4, 9 y 12 señalados en el acta de confronta(Resultados núms. 2, 3, 5, 13 y 18 del Informe de Resultados); sin embargo, no emitió respuestaalguna sobre cada resultado en particular, lo cual impidió identificar el objetivo de la informaciónproporcionada.123

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-78-2010 del 20 de enero de 2010, el Gerente de Control de Gestiónde Pemex Exploración y Producción (PEP) proporcionó respuestas y comentarios a los resultadosfinales núms. 3 y 6 señalados en el acta de confronta (Resultados núms. 4 y 7 del Informe deResultados), con el cual se remitió el oficio núm. GER-III-1-71-2010 del 20 de enero de 2010, de laGerencia de Evaluación de Resultados de la Subdirección de Planeación y Evaluación de PEP, con uninforme complementario por resultado en donde se exponen los comentarios, lo cuales se transcribena continuación:NÚM. DEL RESULTADO: 3 (Cédula de Resultados Finales)Al respecto le informo que los equipos designados para la actividad de perforación y terminación depozos, y derivado de una menor disponibilidad de equipos para el proyecto Aceite Terciario del Golfo,dichos recursos se direccionaron para la actividad de intervenciones a pozos.Se realizaron 2 mil 817 intervenciones a pozos, cifra mayor en 460 a las realizadas en el mismoperiodo de 2007, y 602 más a las intervenciones programadas, para un cumplimiento de 127 porciento.De lo anterior, se alcanzó una producción incremental promedio diaria de 169 mil 455 barriles de crudoy 465 millones de pies cúbicos de gas.Número de intervenciones a pozoscumplimiento127%2,3574602,8176022,2152007 real programaA continuación se detallan los resultados por tipo de intervención.INVERSIONES A POZOS ENERO-DICIEMBRE DE 2008Programa Real Diferencias Cumplimiento %TOTAL 2,215.0 2,817.0 602.0 127.0Mayores 788.0 911.0 123.0 116.0Menores 1,297.0 1,640.0 343.0 126.0Estimulaciones 130.0 266.0 136.0 205.02008124

Sector EnergíaNÚM. DEL RESULTADO: 6 (Cédula de Resultados Finales)Con el propósito de cumplir con los objetivos y metas establecidas en el Programa Estratégico 2007-2015 de PEP, la Subdirección de Planeación y Evaluación definió la siguiente iniciativa estratégicaalineada a la cadena de valor del organismo: “Realizar una transformación operativa de la función deperforación, terminación y reparación de pozos”, que incluye la acción de “Asegurar la capacidad deejecución con equipos de perforación y reparación de pozos, para cumplir con los programasoperativos”.Como parte de las actividades, se está documentando el proyecto de sustitución, rehabilitación,modernización y automatización de los equipos de perforación y reparación de pozos propiedad dePetróleos Mexicanos, que tiene como objetivo incrementar la seguridad, confiabilidad, capacidad deejecución y competitividad de los mismos.A fin de jerarquizar los equipos susceptibles a rehabilitar, modernizar, automatizar y/o sustituir seaplicó una metodología basada en aspectos técnicos, seguridad, económicos, estándaresinternacionales, así como en la opinión de expertos para generar la propuesta de mayor valor paraPemex en materia de equipos.Las premisas para la jerarquización consideraron los siguientes criterios:• Sustituir: Retirar de operación a un equipo, considerando que sus condiciones de integridadmecánica se encuentran por debajo del estándar y el costo para llevarlo a esa condición es tanalto que no justifica la inversión.• Rehabilitación: Actividad que consiste en restituir la integridad mecánica o cambiar lascondiciones originales de funcionalidad en forma integral a un equipo, sistema o componente, sinque implique un cambio tecnológico de los mismos.• Modernización: Cambio tecnológico a un equipo, sistema o componente, que incremente laconfiabilidad, efectividad y/o seguridad del mismo.• Automatización: Incorporación de sistemas o elementos en los equipos de perforación yreparación de pozos que reducen la intervención directa del personal en los procesos de manejode tubulares.El análisis situacional de 117 equipos propiedad de Petróleos Mexicanos es el siguiente:125

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008• 90 equipos deben ser rehabilitados (reparación general) con el objeto de aumentar ladisponibilidad y mantener una operación confiable y segura.• 24 equipos deben tener una inversión mínima para mantenerlos operando de una manera segurahasta su sustitución.• 3 equipos deben ser sustituidos lo antes posible, por lo que no se recomienda ningún tipo deinversión.En la siguiente tabla se muestran los montos de inversión estimados para el proyecto integral.División Rehabilitación Modernización AutomatizaciónSustitución deequiposCosto totalestimado delproyecto (MM$)Marina $719.78 $1,253.76 $1,146.29 - $3,119.83Norte $361.98 $713.05 $399.50 $3,720.14 $5,194.67Sur $498.17 $874.00 $987.06 $1,869.90 $4,229.13Total $1,579.93 $2,840.81 $2,532.85 $5,590.04 $12,543.63Estas inversiones estimadas están programadas de la siguiente manera a partir de la autorización delproyecto:ConceptoRehab.Mod.Autom.DivisiónCantidaddeInversión (MM$)AñoTotalequipos 1 2 3 4 5 6 7 8 9Marina 14 244 244 177 38 0 0 0 16 0 720Norte 54 66 91 71 67 45 22 0 0 0 362Sur 46 72 107 156 129 34 0 0 0 0 498Total 114 383 442 404 234 79 22 0 16 0 1580Marina 17 131 283 126 129 168 140 87 120 70 1254Norte 36 0 287 117 113 173 23 0 0 0 713Sur 42 0 321 236 230 88 0 0 0 0 874Total 95 131 891 479 472 429 163 87 120 70 2841Marina 17 56 20 57 149 144 139 167 117 121 1146Norte 12 0 132 84 47 131 5 0 0 0 400Sur 27 0 272 386 319 10 0 0 0 0 987Total 56 56 473 654 515 285 144 167 117 121 2533Total general 5691,75 1,40 1,227 9 0794 329 254 253 191 6,954126

Sector EnergíaLas inversiones estimadas para la sustitución de los 27 equipos es la siguiente:DivisiónNorteUnidadOperativaPoza RicaTipo deEquipoPotencia en HPPerf. (7) 1000Rep. (12) 600 0Inversión (millones de pesos)2010 2011 2012 2013 Total1,084.33 496.80(5) (2)0 0 1,581.13386.40 772.801,159.20(4) (8)Reynosa Perf. (1) 1500 0 289.8 0 0 289.8Veracruz Perf. (2) 2000 0 690 0 0 690División Norte 1,084.33 1,476.60 386.4 772.8 3,720.13U.O. AguaDulcePerf. (1) 2000 0 0 345 0 345Sur U.O.ComalcalcoPerf. (3) 3000 0 0 1,179.90 0 1,179.90U.O. PerforaciónReforma (1)2000 0 0 345 0 345División Sur 0 0 1,869.90 0 1,869.90Total Sustitución Equipos Perforación/Reparación 1,084.33 1,476.60 2,256.30 772.8 5,590.03Atendiendo la iniciativa estratégica arriba mencionada, que incluye el proyecto de rehabilitación,modernización, automatización y sustitución de equipos, este proyecto se coordinará hasta suconclusión con la Subdirección de Planeación y Evaluación, la cual de conformidad al marco de susatribuciones integrará el mismo en la cartera de proyectos, para la asignación de recursos económicosque permitan su realización.127

128Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008

Sector EnergíaVII.1.7.3.3.Auditoría:Proyectos de Exploración y Explotación de Petróleo en Chicontepec08-1-18T4L-07-0507Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoEvaluar el desempeño de PEMEX Exploración y Producción en términos de la congruencia ycumplimiento de los objetivos establecidos en sus documentos normativos, así como la eficacia,eficiencia y economía de los proyectos de exploración y explotación de petróleo en Chicontepec, y elbeneficio productivo que representa para el Estado, la realización de los proyectos de inversión.AlcanceComprendió la evaluación de la eficacia en la participación de Chicontepec en la producción nacionalde petróleo y su contribución al desarrollo de la economía del país, por representar el 39.9% de lareserva total de hidrocarburos (17,393,000.0 mbp); la eficiencia en la perforación de pozos para lograrun incremento de la producción de petróleo, y la economía en las inversiones realizadas en losproyectos programados.Áreas RevisadasLa Subdirección de Planeación y Evaluación, la Subdirección Región Norte, y la Unidad de Perforacióny Mantenimiento de Pozos de PEMEX Exploración y Producción.129

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008AntecedentesA partir de la expropiación petrolera de 1938, y durante las siguientes tres décadas, México tuvo unaproducción de hidrocarburos relativamente modesta, encaminada a cubrir el consumo interno del país.Durante ese año se produjeron en promedio 106.0 miles de barriles de petróleo diarios (mbpd), diezaños más tarde se producían 163.0 mbpd y, durante la década de los sesenta, la producción alcanzó331.0 mbpd, y se mantuvo con algunos altibajos hasta principios de los setentas.Debido al acelerado proceso de urbanización del país, la demanda de petróleo creció más rápido quela oferta, lo que provocó que el país se convirtiera en un importador neto de petróleo a inicios de lossetenta.En 1972 se descubrió petróleo en el Golfo de México, en la zona conocida como la Sonda deCampeche. Poco tiempo después, se informó que México había localizado un yacimiento petrolerogigante, el cual tenía una extensión aproximada de 15,500 km2, y que en honor a su descubridorcasual (un pescador) se nombraría “Cantarell” al campo petrolero descubierto.Desde ese momento, México nació como productor y exportador de petróleo, ubicándose en elpanorama mundial como uno de los países con mayor producción de petróleo. Los primeros barrilesproducidos de Cantarell fueron en 1979, con un promedio al inicio del año de 4.3 mbpd y al final delaño alcanzaba los 239.0 mbpd.La producción promedio diaria del país creció hasta alcanzar 2,500.0 mbpd en la década de losochenta; 2,800.0 mbpd, en los noventa; y 3,200.0 mbpd en el periodo de 2000 a 2008.En 2003, Cantarell alcanzó su pico de producción al promediar 2,210.0 mbpd; en ese año laproducción global del país alcanzó su nivel más alto de la historia 3, 454.0 mbpd.En el año 2004, el Proyecto Cantarell inició su proceso de declinación natural, el cual repercutiódirectamente en la producción de petróleo global del país, ya que desde su pico en 2003, la producciónglobal del país ha disminuido de 3,454.0 mbpd a 2,059.0 mbpd en 2008.Desde el año 2002, PEMEX decidió invertir en el yacimiento denominado “Paleocanal Chicontepec”,como búsqueda de una alternativa de producción de petróleo, debido a la declinación natural que seaproximaba en Cantarell.El Paleocanal Chicontepec fue descubierto en 1926; se encuentra ubicado al norte del Estado deVeracruz y oriente del estado de Puebla, comprende doce municipios: nueve en el estado de Veracruz(Álamo, Temapache, Castillo de Teayo, Coatzintla, Chicontepec, Ixhuatlán de Madero, Papantla,130

Sector EnergíaTepetzintla y Tihuatlán) y tres en Puebla (Francisco Z. Mena, Pantepec y Venustiano Carranza).Geológicamente pertenece a la cuenca Tampico – Misantla, y tiene una extensión de 3,785 km2, cuyaubicación se muestra a continuación:PALEOCANAL CHICONTEPECFUENTE: PEMEX Exploración y Producción, Presentación del Proyecto Aceite Terciario del Golfode octubre 2008.El petróleo que se encuentra en el Paleocanal Chicontepec representa el 39.9 % de la reserva total dehidrocarburos del país, ya que sus reservas de petróleo ascendieron a 17,393,000.0 mbp en 2008.Uno de los objetivos de PEMEX es convertir el Proyecto Chicontepec en una cuenca que puedaproducir entre 550.0 a 700.0 mbpd hacia 2017, lo que requerirá del desarrollo y administración detecnologías especializadas que incrementen significativamente la productividad por pozo y permitanreducir los costos. Se busca que el Proyecto Chicontepec sea una estrategia de desarrollo sustentable.En la actualidad el proyecto contribuye con poco más del 1.0% de la producción nacional, pero seestima que para 2017 la contribución sea superior al 20.0%.131

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX estima obtener 72.0 mbpd en 2009, y gradualmente incrementar la producción conforme seacelere la incorporación de nuevos pozos, por lo que en el periodo 2009-2017 se espera que elproyecto registre una producción de crudo promedio de 443.0 mbpd.Para lograr lo anterior, PEMEX planea perforar 16,000 pozos de desarrollo en el periodo 2002-2020,ya que de acuerdo con el tipo de yacimiento, se requeriría una perforación masiva de pozos, que ennúmero alcanzará su máximo en 2010 con 1,411 pozos y se mantendrá arriba de los 1,200 pozosperforados por año en el resto del periodo prospectivo.Debido a que la permeabilidad de la roca de la zona es baja, provoca que la productividad de lospozos sea igual, es por eso que se deben perforar más pozos que en cualquier otro proyecto, encomparación con Cantarell que se han perforado poco más de 250 pozos, en virtud de que laproducción promedio de sus pozos es 5.0 y 15.0 mbpd, mientras que en Chicontepec la producciónpromedio por pozo está entre 0.1 y 0.3 mbpd.Procedimientos de Auditoría1. Evaluar el diseño del sistema de control interno en PEMEX Exploración y Producción, en cuantoa la verificación de las actividades relacionadas con la exploración y explotación de petróleo, y encuanto al beneficio productivo que representa para el Estado, las inversiones realizadas en losproyectos petroleros, de conformidad con el Acuerdo por el que se Establecen las NormasGenerales de Control Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal.2. Comprobar que PEMEX Exploración y Producción estableció y cumplió las metas y objetivosinstitucionales en materia de producción de petróleo, de conformidad con la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria.3. Verificar la importancia de las reservas de petróleo en la zona del Paleocanal de Chicontepecpara el país.4. Comprobar que las autorizaciones de las inversiones destinadas a los proyectos petroleros en lazona del Paleocanal Chicontepec, vía Proyectos de Inversión de Impacto Diferido en el Registrodel Gasto (PIDIREGAS), que se realizaron en 2002 y 2006, se ajustaron a la Ley de Presupuesto,Contabilidad y Gasto Público Federal, y a la Ley de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria,en su caso.132

Sector Energía5. Evaluar la eficacia de PEMEX Exploración y Producción en cuanto al cumplimiento de las metas ylos objetivos establecidos en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG), en el ejercicio fiscalde 2008, de conformidad con la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.6. Verificar la representatividad de la participación del Proyecto Aceite Terciario del Golfo en cuantoa la producción nacional de petróleo.7. Verificar que los mecanismos mediante los cuales PEMEX Exploración y Producción comercializóel petróleo producido en Chicontepec, estuvieron considerados en la Ley Orgánica de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios.8. Verificar que el beneficio productivo de las inversiones autorizadas para la zona del Paleocanalde Chicontepec, fue el esperado en los proyectos petroleros autorizados.9. Verificar que la prospectiva establecida por PEMEX Exploración y Producción para el ProyectoAceite Terciario del Golfo, es congruente con los proyectos petroleros autorizados.Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1 Observación Núm. 1Control internoDe conformidad con lo dispuesto en el “Acuerdo por el que se Establecen las Normas Generales deControl Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal”, publicado en el Diario Oficial de laFederación el 27 de septiembre de 2006, y con sus modificaciones publicadas en el mismo medio dedifusión oficial el 28 de marzo de 2007 y el 12 de mayo de 2008, se comprobará si PEMEX Exploracióny Producción observó las normas generales de control interno, a fin de coadyuvar en el cumplimientode sus metas y objetivos, y prevenir los riesgos que puedan afectar su logro, así como propiciar eladecuado cumplimiento de la obligación de rendir cuentas y transparentar el ejercicio de la funciónpública.Con objeto de revisar el diseño del sistema de control interno de PEMEX Exploración y Producción, encuanto a la verificación de las actividades relacionadas con la exploración y explotación de petróleo, yen cuanto al beneficio productivo que representa para el Estado, las inversiones realizadas en losproyectos petroleros, se realizaron entrevistas, se aplicaron cuestionarios y se revisaron los133

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008procedimientos de las áreas sustantivas que participaron en las operaciones revisadas, con lo que seconstató lo siguiente:Ambiente de control. La entidad fiscalizada cuenta con un “Código de Conducta de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios”, el cual encamina al enriquecimiento de la culturaorganizacional de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios hacia un compromiso ético con lapersona, para dirigir su acción con responsabilidad e innovando los procesos que implican su relacióncon los diversos grupos humanos con los que interactúa: empleados, sindicato, clientes, proveedores,distribuidores, comunidades en que se asienta, gobierno, sociedad en general, así como el medioambiente y la seguridad. En dicho Código de Conducta se establecen cinco valores de la industriapetrolera estatal los cuales son: integridad, innovación, competitividad, sustentabilidad y compromisosocial, y se difunde por medio de carteles y por la Intranet Institucional, en cumplimiento del artículo13, fracción I, del Acuerdo por el que se Establecen las Normas Generales de Control Interno en elÁmbito de la Administración Pública Federal.Identificación de riesgos. La entidad fiscalizada cuenta con un “Modelo de administración de riesgos dePEMEX Exploración y Producción”, el cual es una herramienta que utiliza para identificar, evaluar yjerarquizar un conjunto de riesgos, que de materializarse podrían afectar significativamente lacapacidad de lograr los objetivos y metas de la entidad, su metodología consiste en siete puntos: iniciacon el inventario de riesgos; cada uno de los riesgos se analiza; una vez definidos e identificados, seasigna un número a cada riesgo; se clasifican los riesgos de acuerdo con las perspectivas del MapaEstratégico; los riesgos se clasifican por su importancia, calificando la probabilidad de ocurrencia eimpacto, en base a los criterios aplicados para su evaluación; se grafica la matriz de riegos, losresultados obtenidos, y los riesgos se alinean con los objetivos del mapa estratégico de PEMEXExploración y Producción. No obstante, que PEMEX Exploración y Producción, cuenta con el “Modelode administración de riesgos de PEMEX Exploración y Producción”, se determinó que los mecanismospara la identificación de riesgos muestran debilidades, ya que en el Paleocanal Chicontepec seincumplieron metas relacionadas con la producción de petróleo y gas, así como con la perforación yterminación de pozos, como se muestra a continuación:134

Sector EnergíaMETAS INCUMPLIDAS POR PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, 2008Concepto Programado RealCumplimiento%Producción de petróleo 74.3 mbpd 28.8 mbpd 38.8Producción de gas 86.8 mmpcd 51.3 mmpcd 59.1Perforación de pozos 728 289 39.7Terminación de pozos de desarrollo 596 237 39.8FUENTE: POA 2008, reportes de producción de petróleo y gas en 2008, detalle de eventosmensuales de los pozos de desarrollo programados a perforar, detalle de eventosmensuales de los pozos de desarrollo programados a terminar, oficios queacreditan la terminación del proceso de desarrollo, y reportes de las reparacionesmenores y mayores de los pozos de desarrollo.mmpcd:millones de pies cúbicos diarios.Lo anterior contravino el artículo 13, fracción II, del Acuerdo por el que se Establecen las NormasGenerales de Control Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal.Actividades de control. Se constató que en el ejercicio fiscal de 2008, PEMEX Exploración yProducción contó con un Manual de Organización, el cual fue autorizado por la Dirección Corporativade Administración el 27 de marzo de 2007, en cumplimiento de su respectivo Manual de Organización,el cual señala en su apartado de Funciones Generales que le corresponde dictaminar y, en su caso,autorizar o someter a consideración superior las propuestas de modificaciones a las estructurasorgánicas que no correspondan a la estructura orgánica básica, prevista en los estatutos de PEMEX yorganismos subsidiarios, así como dictaminar y, en su caso, autorizar cambios a las estructurasocupacionales, y coordinar la integración de los manuales de organización.Se constató que PEMEX Exploración y Producción contó con una estructura orgánica aprobada yregistrada mediante los oficios núms. SSFP/408/0537 y SSFP/412/2142 del 18 de noviembre de 2008,suscritos por la Unidad de Recursos Humanos y Profesionalización de la Administración PúblicaFederal, y por la Dirección General de Planeación, Organización y Compensaciones de laAdministración Pública Federal, respectivamente, ambas de la Secretaría de la Función Pública (SFP).En dichos oficios se estableció que la estructura orgánica aprobada tendría vigencia a partir del 1 deenero de 2008, en cumplimiento del artículo 37, fracción XVIII, de la Ley Orgánica de la AdministraciónPública Federal, el cual establece que le corresponde a la SFP aprobar y registrar las estructurasorgánicas y ocupacionales de las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal y susmodificaciones; previo dictamen presupuestal favorable de la Secretaría de Hacienda y CréditoPúblico.Con el propósito de verificar la congruencia entre la estructura orgánica y el manual de organizaciónvigentes en ese año, se revisaron ambos documentos, y se constató que el manual de organizacióncontiene la estructura orgánica vigente en el ejercicio fiscal de 2008.135

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En cuanto a los manuales de procedimientos, PEMEX Exploración y Producción, a efecto de ejercerlos recursos otorgados como inversión para la perforación, terminación y mantenimiento de pozos,relativos a los procesos de exploración y explotación de petróleo en Chicontepec, cuenta con lasPolíticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obra Pública y Servicios Relacionados con las Mismas,de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales, las cuales fueron aprobadaspor el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos el 4 de diciembre de 2007, en cumplimientodel artículo 1 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas. Todo lo anterior,en congruencia con el artículo 13, fracción III, del Acuerdo por el que se Establecen las NormasGenerales de Control Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal.Información y comunicación. Con la realización de entrevistas y la aplicación de cuestionarios, seconstató que los servidores públicos de las áreas sustantivas de PEMEX Exploración y Producción queparticiparon en las operaciones revisadas conocen las actividades que tienen encomendadas y losprocedimientos a seguir para el cumplimiento de los objetivos establecidos. Para la transmisión deinstrucciones, PEMEX Exploración y Producción utiliza los recordatorios por correo electrónico,tarjetas, informes y circulares. Asimismo, las áreas sustantivas reciben con periodicidad, visitas delDirector General a fin de realizar evaluaciones y revisiones de avances sobre los trabajos endesarrollo.Se constató que en los mecanismos de información y comunicación utilizados por PEMEX Exploracióny Producción, como son el Informe de Autoevaluación Anual 2008 (IAA 2008), la Cuenta Pública 2008,y los Reportes de Producción de los pozos, contienen información sobre la producción de petróleo ygas alcanzada en el Paleocanal Chicontepec, diferente entre sí, cuando se trata del mismo año, comose muestra a continuación:DIFERENCIA EN LOS REPORTES DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS, 2008ConceptoReportes deproducciónIAA 2008Cuenta Pública2008Petróleo 28.8 mbpd 30.0 mbpd 29.7 mbpdGas 51.3 mmpcd 53.0 mmpcd 52.8 mmpcdFUENTE: Reportes de producción, IAA 2008 y Cuenta Pública 2008.Debido a las diferencias en la producción de petróleo y gas citadas, PEMEX Exploración y Producciónincumplió el artículo 13, fracción IV, del Acuerdo por el que se Establecen las Normas Generales deControl Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal, el cual señala que se deben136

Sector Energíaestablecer las medidas conducentes a fin de que la información relevante que generen sea adecuadapara la toma de decisiones y el logro de objetivos, metas y programas, así como para cumplir con lasdistintas obligaciones a las que, en materia de información, están sujetas, en los términos de lasdisposiciones legales y administrativas aplicables.Supervisión y mejora continua del control interno. PEMEX Exploración y Producción cuenta con elSistema de Aplicaciones y Productos (SAP/R3), el Sistema de Proceso Integral de Contratación deSuministros (PICS), y el Sistema de Información Operativa de Perforación (SIOP); en el primero selleva el control de los registros de las estimaciones, facturas, fondos aplicados y documentoscontables, entre otros; en el segundo, se muestra de manera general el proceso de contratación debienes, servicios, arrendamiento, así como su seguimiento, autorización de los procesos deadjudicación, contratación y pago de las operaciones de los diversos servicios contratados, y el últimosistema corresponde al seguimiento de la operación en los campos petroleros. En este sentido, seconsidera que dichos sistemas de control garantizan de manera razonable el diseño institucional de lasupervisión y el funcionamiento de las operaciones relacionadas con la adjudicación y administraciónde contratos, en cumplimiento del artículo 13, fracción V, del Acuerdo por el que se Establecen lasNormas Generales de Control Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal.En opinión de la ASF, el diseño del sistema de control de PEMEX Exploración y Producción muestradebilidades en cuanto a la identificación de riesgos, ya que en el Paleocanal Chicontepec seincumplieron metas relacionadas con la producción de petróleo y gas, así como en la perforación yterminación de pozos; sus mecanismos de información y comunicación sobre sus principalesactividades, como la producción de petróleo y gas, no son confiables, ya que las cifras de producciónreportadas para el ejercicio fiscal de 2008, muestran diferencias, por lo que se incumple el artículo 13,fracciones II y IV, del Acuerdo por el que se Establecen las Normas Generales de Control Interno en elÁmbito de la Administración Pública Federal.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-001Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de que se establezca un sistema que le permita identificar, administrar y controlar de manera137

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008oportuna los riesgos que pudieran impactar en el cumplimiento de las metas relacionadas con laproducción de petróleo y gas, así como con la perforación, terminación y reparación menor de pozos; eimplementar mecanismos de información y comunicación sobre sus principales actividades, a efectode que las cifras de producción de petróleo y gas reportadas, sean confiables y congruentes, encumplimiento del artículo 13, fracciones II y IV, del Acuerdo por el que se Establecen las NormasGenerales de Control Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal.PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 2 Observación Núm. 1Establecimiento de metas para PEMEX Exploración y ProducciónSe constató que en el eje 2. “Economía Competitiva y Generadora de Empleos”, del Plan Nacional deDesarrollo 2007-2012, se estableció el sub-eje 2.11 “Energía: Electricidad e Hidrocarburos”, en el cualse señala que el sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el petróleocrudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a precios competitivos,minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales. Ello requeriráde medidas que permitan elevar la eficiencia y productividad en los distintos segmentos de la cadenaproductiva.En el Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2008, PEMEX Exploración yProducción estableció en su Estrategia Programática la misión de maximizar el valor económico alargo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de susinstalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente. Proporcionarproductos del gas natural y servicios de distribución de valor agregado que soporten la competitividadde los clientes, operando sus activos de manera eficiente, segura y confiable en materia de seguridadindustrial y protección ambiental.Para cumplir la misión citada, PEMEX Exploración y Producción estableció las metas estratégicassiguientes:138

Sector EnergíaMETAS ESTABLECIDAS EN LA ESTRATEGIA PROGRAMÁTICA DEL PRESUPUESTODE EGRESOS DE LA FEDERACIÓN PARA EL EJERCICIO FISCAL DE 2008Concepto Meta Unidad de medidaPerforación de Pozos:Exploratorios 77 PozosDesarrollo 1,140 PozosProducción:Petróleo crudo 3,134.0 mbpd*Gas natural 6,117.5 mmpcd**Condensados 77.3 mbpdComercializar:En el mercado internoPetróleo crudo 1,397.4 mbpdEn el mercado externoPetróleo crudo 1,683.0 mbpdFUENTE: Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2008,Estrategia Programática.*mbpd: miles de barriles de petróleo diario.**mmpcd: millones de pies cúbicos diarios.Como parte del Sistema de Evaluación de Desempeño (SED), PEMEX Exploración y Producciónincorporó los indicadores de desempeño en el Presupuesto de Egresos de la Federación para elEjercicio Fiscal de 2008, en cumplimiento del artículo 111 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.De acuerdo con lo anterior, en el apartado “Indicadores de desempeño” del Presupuesto de Egresosde la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2008, se establecieron dos indicadores para dichoorganismo subsidiario: “Producción de petróleo crudo” y “Comercialización de petróleo crudo alexterior”, los cuales tuvieron como finalidad programar y reportar el comportamiento de la producciónde petróleo crudo que se obtiene por los Activos Integrales de PEMEX Exploración y Producción, asícomo el de comercialización de petróleo crudo. Los indicadores se muestran a continuación:139

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008INDICADORES DE DESEMPEÑO ESTABLECIDOS EN EL PRESUPUESTO DE EGRESOSDE LA FEDERACIÓN PARA EL EJERCICIO FISCAL DE 2008Indicador Método de cálculo MetaProducción de petróleoComercialización de petróleoal exteriorVolumen de producción total /Unidad de tiempoVolumen de petróleo comercializado/ Unidad de tiempo3,129 mbpd1,648 mbpdFUENTE: PEF 2008, Indicadores de Desempeño.Se analizó la Matriz de Indicadores 2008 elaborada por PEMEX Exploración y Producción, la cualtambién forma parte del Sistema de Evaluación de Desempeño, y con su análisis se constató que seestablecieron 9 indicadores para dos programas presupuestarios en el ejercicio fiscal de 2008, loscuales se muestran a continuación:INDICADORES DE PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS, 2008Programa PresupuestarioProducción de petróleo, gas, petrolífero ypetroquímicos.Comercialización de petróleo, gas,petrolíferos y petroquímicos.FUENTE: Matriz de Indicadores 2008.IndicadorUnidad deMedidaMeta• Cumplimiento del suministro a Índice de 2.5PEMEX Refinaciónsatisfacción• Producción de petróleo equivalente mbpd 4,357.4• Producción de petróleo mbpd 3,134.0• Producción de gas natural mmpcd 6,117.5• Cumplimiento de la demanda Porcentaje 100.0• Comercialización de petróleo mbpd 4,293.0equivalente• Comercialización de petróleo en el mbpd 1,397.5mercado interno• Comercialización de petróleo en el mbpd 1,688.5mercado internacional• Comercialización de gas natural en elmercado internommpcd 6,035.0A efecto de verificar la congruencia entre las metas e indicadores para 2008, establecidos en laEstrategia Programática y en el apartado de Indicadores de Desempeño, ambos del Presupuesto deEgresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2008; así como en la Matriz de Indicadores 2008,se determinó que en los tres documentos existen diferencias en las metas establecidas, como semuestra a continuación:140

Sector EnergíaNombre de la meta o indicadorDIFERENCIA EN LAS METAS ESTABLECIDASPARA PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, 2008EstrategiaProgramática(a)(mbpd)IndicadoresdeDesempeño(b)Matriz deIndicadores(c)Diferenciasa - b a - c b - cProducción de petróleo 3,134.0 3,129.0 3,134.0 5 0 -5Comercialización de petróleo al exterior 1,683.0 1,648.0 1,688.5 35 -5.5 -40.5FUENTE: Estrategia Programática e Indicadores de Desempeño del PEF 2008, y Matriz de Indicadores 2008.De lo anterior, se determinó que PEMEX Exploración y Producción carece de indicadores de gestiónque le permitan supervisar y vigilar que las metas establecidas en los tres documentos antes citados,sean congruentes y confiables, por lo que se incumplió el artículo 13, fracción IV, del Acuerdo por elque se Establecen las Normas Generales de Control Interno en el Ámbito de la Administración PúblicaFederal, el cual señala que se deben establecer las medidas conducentes a fin de que la informaciónrelevante que generen sea adecuada para la toma de decisiones y el logro de dichos objetivos, metasy programas, así como para cumplir con las distintas obligaciones a las que en materia de informaciónestán sujetas, en los términos de las disposiciones legales y administrativas aplicables.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-002Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de desarrollar mecanismos y procedimientos de supervisión que permitan asegurar que lasmetas de sus principales actividades sean confiables y congruentes entre los documentos que seemitan, para contar con elementos que den certidumbre sobre la meta que se debe alcanzar en unejercicio fiscal; y se establezcan los indicadores de gestión necesarios para evaluar su desempeño enel establecimiento de metas, en cumplimiento del artículo 13, fracción IV, del Acuerdo por el que seEstablecen las Normas Generales de Control Interno en el Ámbito de la Administración PúblicaFederal.141

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 3 Observación Núm. 1Cumplimiento en las metas establecidas de PEMEX Exploración y ProducciónPara conocer los resultados obtenidos por PEMEX Exploración y Producción en el ejercicio fiscal de2008, en cuanto al cumplimiento de las metas establecidas, se analizó la Cuenta Pública 2008, y consu análisis se constató que de las 7 metas establecidas en el Presupuesto de Egresos de laFederación para el Ejercicio Fiscal de 2008, se alcanzó una, en dos no se encontró información sobresu cumplimiento, y en 4 no se alcanzó lo programado. El resultado se muestra a continuación:CUMPLIMIENTO DE METAS ESTABLECIDAS EN LA CUENTA PÚBLICA 2008Concepto Meta AlcanzadoCumplimiento%Unidad de medidaPerforación de Pozos:Exploratorios 77 65 84.4 PozosDesarrollo 1,140 664 58.2 PozosProducción:Petróleo 3,134.0 2,791.6 89.1 mbpdGas natural 6,117.5 6,918.6 113.1 mmpcdCondensados 77.3 N/I N/D mbpdComercializar:En el mercado internoPetróleo 1,397.4 N/I N/D mbpdEn el mercado externoPetróleo 1,683.0 1,403.4 83.4 mbpdFUENTE: Cuenta Pública 2008.N/I:N/D:No se identificó el cumplimiento de la meta.No se pudo determinar el cumplimiento de la meta.Se revisaron los resultados obtenidos en los 9 indicadores establecidos en la Matriz de Indicadores2008, elaborada por PEMEX Exploración y Producción, como parte del Sistema de Evaluación alDesempeño, y se constató que en la misma en 2 se cumplió la meta programada, los cuales semuestran a continuación:142

Sector EnergíaINDICADORES ESTABLECIDOS EN LA MATRIZ DE INDICADORES, 2008Programa PresupuestarioProducción de petróleo,gas, petrolífero ypetroquímicos.IndicadorMetaUnidad deMedida Programad Alcanzadaa(%)• Cumplimiento del suministro Índice de 2.5 2.3 92.0a PEMEX Refinaciónsatisfacción• Producción de petróleo mbpd 4,357.4 3,975.6 91.2equivalente• Producción de petróleo mbpd 3,134.0 2,791.6 89.1• Producción de gas natural mmpcd 6,117.5 6,918.6 113.1Comercialización depetróleo, gas, petrolíferos ypetroquímicos.FUENTE: Matriz de Indicadores 2008.* Puntos porcentuales.• Cumplimiento de la demanda Porcentaje 100.0 101.4 1.4*• Comercialización de petróleo mbpd 4,293.0 3,719.9 86.7equivalente• Comercialización de petróleo mbpd 1,397.5 1,347.3 96.4en el mercado interno• Comercialización de petróleo mbpd 1,688.5 1,406.9 83.3en el mercado internacional• Comercialización de gas mmpcd 6,035.0 5,639.7 93.4natural en el mercado internoDe lo anterior, se determinó que PEMEX Exploración y Producción carece de indicadores de gestiónque le permitan supervisar y vigilar el cumplimiento de las metas establecidas, por lo que incumplió elartículo 45 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, el cual establece que losejecutores de gasto deberán cumplir con oportunidad y eficiencia las metas y objetivos previstos ensus respectivos programas.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-003Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de establecer controles y mecanismos de seguimiento que le permitan asegurar elcumplimiento de las metas de sus principales actividades, así como los indicadores de gestiónnecesarios para evaluar su desempeño en el cumplimiento de las metas establecidas, en observanciadel artículo 45 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.143

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 4Sin ObservacionesReservas de petróleo localizadas en ChicontepecDe acuerdo con definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC), la Society ofPetroleum Engineers (SPE), los comités del World Petroleum Council (WPC) y la American Associationof Petroleum Geologists (AAPG), las reservas de petróleo se dividen en tres tipos: probadas, que sonlas cantidades estimadas de petróleo, gas y líquidos del gas, que representan una certidumbrerazonable de que serán recuperadas bajo condiciones económicas de operación y a una fechaespecífica; probables, que son las reservas no probadas, en las cuales los análisis de informacióngeológica y de ingeniería determinan una probabilidad de al menos el 50.0% de ser recuperadas; yposibles, que son aquellas en las cuales los análisis de información geológica y de ingenieríadeterminan que es menos factible su recuperación que las reservas probables.En ese sentido PEMEX Exploración y Producción estimó, en el ejercicio fiscal de 2008, reservastotales de petróleo en el país por 43,562,500.0 miles de barriles de petróleo (mbp), de los cuales14,307,800.0 mbp son reservas probadas, 14,516,900.0 mbp son probables, y 14,737,900.0 mbp sonposibles, como se muestra a continuación:RESERVAS DE PETRÓLEO, 2008(mbp)Reserva Petróleo %Probada 14,307,800.0 32.9Probable 14,516,900.0 33.3Posible 14,737,900.0 33.8Total 43,562,600.0 100.0FUENTE:Presentación “Proyecto Aceite Terciariodel Golfo” del 30 de septiembre de2009.A efecto de realizar la exploración y explotación de petróleo, PEMEX Exploración y Producción tienedividido el territorio nacional en cuatro regiones (Norte, Sur, Marina Noreste y Marina Sureste), en las144

Sector Energíacuales tiene ubicadas las reservas de petróleo probadas, probables y posibles citadas anteriormente.Las reservas de petróleo por región se muestran a continuación:RESERVAS DE PETRÓLEO POR REGIÓN, 2008(mbp)Región Probada Probable Posible TotalNorte 1,652,400.0 8,862,600.0 9,209,900.0 19,724,900.0Sur 4,049,200.0 1,140,300.0 673,000.0 5,862,500.0Marina Noreste 6,712,300.0 2,977,100.0 3,096,500.0 12,785,900.0Marina Sureste 1,893,900.0 1,536,900.0 1,758,500.0 5,189,300.0Total 14,307,800.0 14,516,900.0 14,737,900.0 43,562,600.0FUENTE: Presentación “Proyecto Aceite Terciario del Golfo” del 30 de septiembre de2009, e IAA 2008.El Informe de Autoevaluación Anual 2008 (IAA 2008) presentado por PEMEX Exploración yProducción, en términos del artículo 59, fracción XI, de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales,el cual establece la facultad y obligación de los directores generales de las entidades paraestatales,entre otras, de establecer los mecanismos de evaluación que destaquen la eficiencia y la eficacia conque se desempeñe la entidad, se constató que en términos de la reserva total del país por43,562,600.0 mbp, la mayor proporción se encuentra en la Región Norte, en la cual se encuentran19,724,900.0 mbp, siendo la zona de Chicontepec, donde se acumulan 17,393,000.0 mbp, es decir,39.9 % y 88.2 % de la reserva total del país y de la reserva total de la Región Norte, respectivamente.Resultado Núm. 5Sin ObservacionesAutorización de las inversiones a los proyectos de exploración y explotación de petróleo enChicontepecSe constató que a efecto de obtener la autorización por parte de la Secretaría de Hacienda y CréditoPúblico (SHCP), para realizar las inversiones en la zona de Chicontepec, PEMEX Exploración yProducción elaboró en septiembre y octubre de 2001, los Estudios de Factibilidad de los ProyectosIntegrales de “Amatitlán–Profeta–Tzapotempa–Vinazco” y “Agua Fría–Coapechaca–Tajín”respectivamente, y se constató que contenían la descripción detallada de los proyectos; los fines quecon su desarrollo se pretendían obtener; el estudio de la viabilidad técnico-económico del proyecto; ylas fuentes de financiamiento que se preveía utilizar, las condiciones financieras, los costos directos eindirectos que se consideraron para su diseño, y la ejecución y pago de los proyectos, en cumplimiento145

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008del artículo 38 A, numeral 2, del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto PúblicoFederal, vigente en ese año.Con los oficios núms. 340.A.-244 y 340.A.-243, del 15 de febrero de 2002, se constató que la DirecciónGeneral de Programación y Presupuesto de Energía e Infraestructura de la SHCP comunicó a laSecretaría de Energía (SENER), que la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento (CIGF) ensu acuerdo núm. 01-XXIV-1 del 9 de noviembre de 2001, dictaminó favorablemente la propuesta de laSENER y de PEMEX, para autorizar bajo la modalidad de Proyectos de Inversión de Impacto Diferidoen el Registro del Gasto (PIDIREGAS), los proyectos integrales de Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín, en cumplimiento del artículo 38 A del Reglamento de la Leyde Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, el cual establecía en dicho año, que la SHCP,previo dictamen favorable de la CIGF, podrá otorgar las autorizaciones correspondientes y, en su caso,establecer condiciones específicas adicionales con base en su competencia legal.Al respecto, la Dirección General de Operación Financiera del Subsector de Hidrocarburos de laSENER, con los oficios núms. 510.-0094 y 510.-0089 del 15 de febrero de 2002, comunicó a laDirección Corporativa de Finanzas de PEMEX la inversión financiada para los proyectos integrales deAmatitlán- Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín, que comprenderían de 2002 a2006, y que el monto máximo de inversión para ambos proyectos sería de 6,149,900.0 miles de pesos,de acuerdo con los calendarios multianuales de inversión siguientes:CALENDARIO DE INVERSIÓN DE LOS PROYECTOS AGUA FRÍA-COAPECHACA-TAJÍNY AMATITLÁN- PROFETA-TZAPOTEMPA,-VINAZCO2002 - 2006(Miles de pesos)AñoAmatitlán- Profeta-Tzapotempa-VinazcoAgua Fría-Coapechaca-TajínTotal2002 170,400.0 377,400.0 547,800.02003 475,800.0 776,900.0 1,252,700.02004 557,200.0 1,059,800.0 1,617,000.02005 637,600.0 1,071,100.0 1,708,700.02006 674,600.0 349,100.0 1,023,700.0Total 2,515,600.0 3,634,300.0 6,149,900.0FUENTE: Oficios de inversión financiada para los proyectos integrales deAmatitlán- Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín, del 15 de febrero de 2002.146

Sector EnergíaEn los oficios antes citados, se presentó la tabla estimada de amortización de capital y pago deintereses, que comenzaría a generar las obligaciones de pago a partir de la fecha de terminación de laconstrucción de la obra financiada y la fecha en que iniciarían a operar los dos proyectos autorizados.En ella se establece un plazo para pagar los dos proyectos de 2003 a 2016, y un pago total de8,553,800.0 miles de pesos, de los cuales, 6,149,900.0 miles de pesos corresponden a capital y2,403,900.0 por concepto de intereses. La tabla de amortización de capital y pago de intereses semuestra a continuación:TABLA DE AMORTIZACIÓN DE CAPITAL Y PAGO DE INTERESESDE LOS PROYECTOS AGUA FRÍA-COAPECHACA-TAJÍNY AMATITLÁN- PROFETA-TZAPOTEMPA-VINAZCO, 2002 - 2006(Miles de pesos)Amatitlán- Profeta-Tzapotempa-VinazcoAgua Fría-Coapechaca-TajínAñoTotalCapital Interés Capital Interés2003 - 12,900.0 - 25,700.0 38,600.02004 17,100.0 27,700.0 30,000.0 47,900.0 122,700.02005 51,300.0 59,600.0 105,800.0 111,400.0 328,100.02006 153,800.0 86,300.0 260,200.0 202,100.0 702,400.02007 190,900.0 134,900.0 365,400.0 203,400.0 894,600.02008 281,100.0 138,100.0 441,800.0 189,100.0 1,050,100.02009 324,700.0 119,700.0 434,400.0 162,100.0 1,040,900.02010 281,100.0 100,600.0 441,800.0 133,900.0 957,400.02011 290,400.0 81,600.0 358,600.0 106,700.0 837,300.02012 226,400.0 63,900.0 372,300.0 80,500.0 743,100.02013 270,500.0 87,200.0 299,200.0 129,800.0 786,700.02014 167,500.0 28,200.0 274,200.0 32,500.0 502,400.02015 127,300.0 16,100.0 181,600.0 13,200.0 338,200.02016 133,500.0 5,800.0 69,000.0 3,000.0 211,300.0Total 2,515,600.0 962,600.0 3,634,300.0 1,441,300.0 8,553,800.0FUENTE: Oficios de inversión financiada para los proyectos integrales deAmatitlán- Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín, del 15 de febrero de 2002.Lo anterior cumplió con el numeral 108, fracción II, del Acuerdo por el que se expide el Manual deNormas Presupuestarias para la Administración Pública Federal, vigente en el ejercicio fiscal de 2002,el cual establecía que el oficio de inversión financiada lo emite en forma indelegable el funcionario que147

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008designe el titular de la dependencia o coordinadora de sector, para iniciar y formalizar los compromisosde ejecución y, en su caso, financiamiento de los proyectos de infraestructura productiva de largoplazo.A efecto de comparar las inversiones programadas y las autorizadas para los proyectos integrales deAmatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín, se comparó la inversiónautorizada con los oficios de inversión financiada y la programada en los estudios de factibilidad de losproyectos, como se muestra a continuación:COMPARATIVO DE OFICIOS DE INVERSIÓN CONTRA ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD, 2002 - 2006(Miles de pesos)Año 2002 2003 2004 2005 2006 TotalAmatitlán- Profeta-Tzapotempa-VinazcoEstudio de Factibilidad 171,500.0 478,600.0 560,500.0 641,500.0 678,500.0 2,530,600.0Oficio de inversión 170,400.0 475,800.0 557,200.0 637,600.0 674,600.0 2,515,600.0Diferencia 1,100.0 2,800.0 3,300.0 3,900.0 3,900.0 15,000.0% 99.4 99.4 99.4 99.4 99.4 99.4Agua Fría-Coapechaca-TajínEstudio de Factibilidad 379,700.0 781,500.0 1,066,100.0 1,077,400.0 351,200.0 3,655,900.0Oficio de inversión 377,400.0 776,900.0 1,059,800.0 1,071,100.0 349,100.0 3,634,300.0Diferencia 2,300.0 4,600.0 6,300.0 6,300.0 2,100.0 21,600.0% 99.4 99.4 99.4 99.4 99.4 99.4Diferencia de los dos proyectos 3,400.0 7,400.0 9,600.0 10,200 6,000.0 36,600.0FUENTE: Oficios de inversión financiada para los proyectos integrales de Amatitlán- Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín, del 15 de febrero de 2002; y Estudios de Factibilidad de losProyectos de Amatitlán- Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín.Se determinó que a los proyectos de Amatitlán- Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín, se les autorizó una inversión de 6,149,900.0 miles de pesos, en el periodo de 2002a 2006, lo que representa el 99.4% de los 6,186,500.0 miles de pesos programados como inversión enlos estudios de factibilidad.148

Sector EnergíaResultado Núm. 6Sin ObservacionesCambio de nombre y alcance de los proyectos de exploración y explotación de petróleo enChicontepecEn el ejercicio fiscal de 2006, PEMEX Exploración y Producción decidió crear el Proyecto AceiteTerciario del Golfo (PATG), para llevar a cabo el desarrollo integral del Paleocanal Chicontepec, el cualse encontraba distribuido en 5 proyectos petroleros: “Amatitlán – Profeta – Tzapotempa –Vinazco”,“Agua Fría-Coapechaca-Tajín”, “Coyula – Japeto”, “Humapa – Bornita”, y “Parte complementaria delPaleocanal”, los tres últimos, nunca fueron autorizados y retomados para su dictamen en el PATG.PEMEX Exploración y Producción dividió el Paleocanal Chicontepec en 8 sectores, los cuales sesubdividieron en 29 campos para quedar como sigue:SECTORES Y CAMPOS DEL PATG 2006SectorCampos1 Sabana Grande y Tenexcuila2 Pastoría, Tlacolula, Sitio, Aragón, Ahuatepec, Amatitlán y Cacahuatengo3 Coyoles, Horcones, Soledad Norte, Gallo, Soledad, Palo Blanco y AguaNacida4 Coyol y Humapa5 Miquetla y Miahuapan6 Coyula y Escobal7 Agua Fría, Corralillo, Coapechaca y Tajín8 Furbero, Presidente Alemán y RemolinoFUENTE: Análisis Costo Beneficio del PATG.En noviembre de 2006, PEMEX Exploración y Producción elaboró el Análisis Costo Beneficio delPATG, a efecto de obtener de la SHCP su autorización y registro, de conformidad con lo establecidoen los artículos 34, fracción II, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaría, y 45del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaría, vigentes en 2006.El 29 de noviembre de 2006, la CIGF emitió el acuerdo núm. 06-XXXII-4, mediante el cual tomóconocimiento del cambio de nombre y alcance de los proyectos Amatitlán–Profeta–Tzapotempa–Vinazco, y Agua Fría-Coapechaca-Tajín, por el de PATG, a fin de que la SHCP lo incluyera en elProyecto del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2007, deconformidad con los artículos 193, fracción I, y 194 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuestoy Responsabilidad Hacendaria, vigente en ese año.149

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Con el oficio núm. GPE-274/2006 del 15 de diciembre de 2006, emitido por la Gerencia de PlaneaciónEstratégica de PEMEX Exploración y Producción, se comprobó que se informó al Gerente dePlaneación y Evaluación de la Región Norte del mismo organismo subsidiario, que se habíadictaminado favorablemente el cambio de monto, alcance y registro del PATG por parte de la SHCP, laSENER y la CIGF, y que la Dirección General de Programación y Presupuesto de la SHCP habíaautorizado el 1 de ese mismo mes y año, que el proyecto fuera integrado al Presupuesto de Egresosde la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2007. Los dictámenes favorables se muestran acontinuación:DICTÁMENES EMITIDOS PARA LA AUTORIZACIÓN DEL PATGDependencia Unidad Responsable Estatus FechaSENER Favorable 23-11-06SHCP Unidad de Crédito Público Favorable 24-11-06SHCP Unidad Política de Control Presupuestario Favorable 25-11-06SHCP CIGF Favorable 30-11-06SHCP Unidad de inversiones Registrado 24-11-06FUENTE: Oficio núm. GPE-274/2006 del 15 de diciembre de 2006, emitido por laGerencia de Planeación Estratégica de PEMEX Exploración y ProducciónDichas autorizaciones, se emitieron en cumplimiento de los artículos 46 del Reglamento de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, vigente en 2006; 21, fracción V, delReglamento Interior de la Secretaría de Energía, vigente en ese año; 17, fracción III, 61, fracción IV, y62, fracción XVII, del Reglamento Interior de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, vigente enese año.Se constató que en el Análisis Costo Beneficio del PATG, se estableció una inversión programada de2007 a 2021 de 187,510,000.0 miles de pesos, la cual se muestra a continuación:INVERSIÓN PROGRAMADA EN EL ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PATG, 2007 - 2021(Miles de pesos)Año 2007 2008 2009 2010 2011 2012 a 2021 TotalInversión 10,513,000.0 18,166,000.0 23,402,000.0 26,661,000.0 26,187,000.0 82,581,000.0 187,510,000.0FUENTE:Análisis Costo Beneficio del PATG.150

Sector EnergíaAl contar PEMEX Exploración y Producción con las autorizaciones del Análisis Costo Beneficio delPATG, emitidas por la SENER y la SHCP, con las cuales se oficializó el cambio el nombre y alcancede los proyectos de exploración y explotación de petróleo en Chicontepec, cumplió con losordenamientos legales citados.Resultado Núm. 7Sin ObservacionesDiseño y productividad programada en los Estudios de Factibilidad de los Proyectos Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín; así como del Análisis Costo Beneficio delPATG.Con los Estudios de Factibilidad de los Proyectos de Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco y AguaFría-Coapechaca-Tajín, así como del Análisis Costo Beneficio del PATG, se constató que en dichosestudios se estableció la producción de petróleo y gas que se prendía obtener, el periodo de vida delproyecto, el monto de la inversión, los gastos de operación, la recuperación de la inversión realizada yel beneficio productivo que se obtendría con su ejecución, como se muestra a continuación:DISEÑO Y PRODUCTIVIDAD DE LOS PROYECTOS AMATITLÁN- PROFETA-TZAPOTEMPA-VINAZCO, AGUA FRÍA-COAPECHACA-TAJÍN Y PATG(Miles de pesos)ProyectoProspectivaVolumen acumulado deproducciónPetróleo Gas(mbp) (mmpc)InversiónGastos deoperaciónAgua Fría-Coapechaca-Tajín2002-2006 34,512.1 65,951.5 3,655,900.0 3,582,900.0Amatitlán–Profeta–Tzapotempa2002-2006 16,542.0 25,269.0 2,530,600.0 1,624,200.0–VinazcoPATG 2007-2021 1,838,505.0 3,639,415.0 187,510,000.0 130,796,000.0Beneficiopor pesoinvertido1.7pesos1.8pesos2.0pesosFUENTE: Estudios de Factibilidad de los Proyectos Amatitlán- Profeta-Tzapotempa-Vinazco, Agua Fría-Coapechaca-Tajín y Análisis Costo Beneficio del PATG.N/E:No especificó.Se determinó que PEMEX Exploración y Producción, al incluir en los Estudios de Factibilidad de losProyectos de Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco y Agua Fría-Coapechaca-Tajín, y en el AnálisisCosto Beneficio del PATG, los fines que con su desarrollo se pretendían obtener; y mostrar que eran151

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008susceptibles de generar por sí mismos beneficios netos para la sociedad, cumplió con los artículos 38A, numeral 2, del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, vigenteen el ejercicio fiscal de 2001; y 45 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaría, vigente en 2006.Resultado Núm. 8 Observación Núm. 1Establecimiento de las metas de producción de petróleo y gas para el PATGDe conformidad con el artículo 48 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el programainstitucional constituye la asunción de compromisos en términos de metas y resultados que debealcanzar la entidad paraestatal. En cumplimiento del artículo citado, se constató que PEMEXExploración y Producción contó con un Programa Operativo Anual para el 2008 (POA 2008).Con el análisis del POA 2008, del IAA 2008, de la Cuenta Pública 2008 y del Análisis Costo Beneficiodel PATG, se constató que PEMEX Exploración y Producción estableció las metas de producción depetróleo y gas del PATG para el ejercicio fiscal de 2008; sin embargo, dichas metas presentandiferencias, en los documentos analizados, como se muestra a continuación:METAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS DEL PATG, 2008ConceptoAnálisis Costo Beneficiodel PATGPOA 2008 IAA 2008Cuenta Pública2008Petróleo 113.0 mbpd 74.3 mbpd 57.0 mbpd 50.7 mbpdGas 224.0 mmpcd 86.5 mmpcd 53.0 mmpcd 60.5 mmpcdFUENTE: Análisis Costo Beneficio del PATG, POA 2008, IAA 2008 y CuentaPública 2008.Se determinó que PEMEX Exploración y Producción carece de indicadores de gestión que le permitansupervisar y vigilar que las metas establecidas para los mismos conceptos, en los cuatro documentosantes citados, sean congruentes y confiables por lo que se incumplió el artículo 13, fracción IV, delAcuerdo por el que se Establecen las Normas Generales de Control Interno en el Ámbito de laAdministración Pública Federal, el cual señala que se deben establecer las medidas conducentes a finde que la información relevante que generen sea adecuada para la toma de decisiones y el logro dedichos objetivos, metas y programas, así como para cumplir con las distintas obligaciones a las que enmateria de información están sujetas, en los términos de las disposiciones legales y administrativasaplicables.152

Sector EnergíaAcción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-004Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII; 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de desarrollar mecanismos y procedimientos de supervisión, que permitan asegurar que lasmetas de producción de petróleo y gas en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo son confiables ycongruentes entre los documentos que se emitan, para contar con elementos que den certidumbresobre la meta que se debe alcanzar en un ejercicio fiscal; y establecer los indicadores de gestiónnecesarios para evaluar su desempeño en el establecimiento de metas, en cumplimiento del artículo13, fracción IV, del Acuerdo por el que se Establecen las Normas Generales de Control Interno en elÁmbito de la Administración Pública Federal.PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 9 Observación Núm. 1Cumplimiento de las metas de producción de petróleo y gas para el PATGCon el propósito de verificar el cumplimiento de la meta de producción de petróleo del PATGestablecida en el POA 2008, se revisaron los reportes de producción de 507 pozos que produjeronpetróleo en 2008, y se constató que produjeron 28.8 mbpd, por lo que PEMEX Exploración yProducción cumplió en 38.8% la meta programada de 74.3 mbpd en el POA 2008.En cuanto al cumplimiento de la meta de producción de gas del PATG, se revisaron los reportes deproducción de 504 pozos que produjeron gas en el mismo, y se constató que produjeron 51.3 mmpcd,por lo que PEMEX Exploración y Producción cumplió en 59.3% la meta programada de 86.5 mmpcd enel POA 2008. La producción de petróleo y gas del PATG en el ejercicio fiscal de 2008, se muestra acontinuación:153

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS, 2008Concepto POA 2008Reportes deproducciónCumplimiento%Petróleo 74.3 mbpd 28.8 mbpd 38.8Gas 86.5 mmpcd 51.3 mmpcd 59.3FUENTE: POA 2008 y Reportes de producción de petróleo y gas en 2008.Sobre lo anterior, se determinó que PEMEX Exploración y Producción carece de indicadores degestión que le permitan supervisar y vigilar el cumplimiento de las metas establecidas de producciónde petróleo y gas en el POA 2008 para el ejercicio fiscal de 2008, por lo que incumplió el artículo 45de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, el cual establece que los ejecutoresde gasto deberán cumplir con oportunidad y eficiencia las metas y objetivos previstos en susrespectivos programas.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-005Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de desarrollar controles y mecanismos de seguimiento que le permitan asegurar elcumplimiento de las metas de producción de petróleo y del Programa Operativo Anual, y de establecerlos indicadores de gestión necesarios para evaluar su desempeño en el cumplimiento de dichas metas,conforme al artículo 45 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.154

Sector EnergíaResultado Núm. 10 Observación Núm. 1Establecimiento de metas de perforación de pozos de desarrollo en el PATGLa perforación de pozos de desarrollo consiste en penetrar la corteza de la tierra y aislar el pozo,creando tuberías y cementándolo, para impedir la invasión por sustancias existentes en el subsuelo,con el propósito de extraer los hidrocarburos de los yacimientos de petróleo y gas localizados.Se constató que PEMEX Exploración y Producción estableció en el Análisis Costo Beneficio del PATGcomo meta para el ejercicio fiscal de 2008, la perforación de 633 pozos de desarrollo, y en el POA2008 estableció como meta la perforación de 728 pozos de desarrollo, por lo que se determinó quecarece de indicadores de gestión que le permitan supervisar y vigilar que las metas establecidas paralos mismos conceptos, en los dos documentos antes citados, sean congruentes y confiables por lo quese incumplió el artículo 13, fracción IV, del Acuerdo por el que se Establecen las Normas Generales deControl Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal, el cual señala que se debenestablecer las medidas conducentes a fin de que la información relevante que generen sea adecuadapara la toma de decisiones y el logro de dichos objetivos, metas y programas, así como para cumplircon las distintas obligaciones a las que en materia de información están sujetas, en los términos de lasdisposiciones legales y administrativas aplicables.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-006Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de desarrollar mecanismos y procedimientos de supervisión, que permitan asegurar que lasmetas de perforación de pozos de desarrollo en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo son confiables ycongruentes entre los documentos que se emitan, para contar con elementos que den certidumbresobre la meta que se debe alcanzar en un ejercicio fiscal; y se establezcan los indicadores de gestiónnecesarios para evaluar su desempeño en el establecimiento de metas, en cumplimiento del artículo13, fracción IV, del Acuerdo por el que se Establecen las Normas Generales de Control Interno en elÁmbito de la Administración Pública Federal.155

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 11 Observación Núm. 1Cumplimiento de las metas de perforación de pozos de desarrollo en el PATGCon el propósito de verificar el cumplimiento de la meta de perforación de 728 pozos de desarrolloestablecida en el POA 2008, se revisaron los detalles de eventos mensuales de los pozos dedesarrollo programados a perforar y perforados del PATG, y se constató que PEMEX Exploración yProducción, alcanzó el 39.7% de la meta programada para dicho año, ya que realizó la perforación de289 pozos de desarrollo, de los 728 programados.Se determinó que PEMEX Exploración y Producción carece de indicadores de gestión que le permitansupervisar y vigilar el cumplimiento de las metas establecidas de perforación de pozos de desarrollo enel POA 2008 para el ejercicio fiscal de 2008, por lo que incumplió el artículo 45 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, el cual establece que los ejecutores de gasto deberáncumplir con oportunidad y eficiencia las metas y objetivos previstos en sus respectivos programas.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-007Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de desarrollar controles y mecanismos de seguimiento que le permitan asegurar elcumplimiento de las metas de perforación de pozos de desarrollo del Programa Operativo Anual, y seestablezcan los indicadores de gestión necesarios para evaluar su desempeño, en observancia delartículo 45 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.156

Sector EnergíaPEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 12 Observación Núm. 1Establecimiento y cumplimiento de metas de terminación de pozos de desarrolloLa terminación de pozos de desarrollo consiste en realizar las operaciones y obras necesarias paraacondicionar el pozo y el yacimiento para producir hidrocarburos. Generalmente se introduce la tuberíade producción, se instala el árbol de válvulas y se disparan varias cargas explosivas frente a laformación que contiene hidrocarburos. En caso de tener éxito el procedimiento anterior, comenzará laproducción, ya sea porque fluyan los hidrocarburos por el pozo con energía propia o porque se utilicealgún tipo de estimulación o de bombeo.Se constató que en el POA 2008, PEMEX Exploración y Producción estableció la meta de terminar 596pozos de desarrollo en el ejercicio fiscal de 2008.Con el propósito de verificar el cumplimiento de dicha meta, se analizó el detalle de eventosmensuales de los pozos programados a terminar y terminados del PATG, así como los oficios queacreditan la terminación de los pozos de desarrollo, y se constató que en dicho año, se cumplió en39.8% la meta programada, ya que se terminaron 237 pozos de desarrollo, en lugar de los 596programados. Los pozos de desarrollo terminados se muestran a continuación:TERMINACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO, 2008Concepto Programado AlcanzadoCumplimiento%Terminación de pozosde desarrollo596 237 39.8FUENTE: POA 2008, detalle de eventos mensuales de los pozos dedesarrollo programados a terminar, y oficios que acreditan laterminación del proceso de desarrollo.Sobre lo anterior, se determinó que PEMEX Exploración y Producción carece de indicadores degestión que le permitan supervisar y vigilar el cumplimiento de las metas establecidas de terminación157

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008de pozos de desarrollo en el POA 2008 para el ejercicio fiscal de 2008, por lo que incumplió el artículo45 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, el cual establece que losejecutores de gasto deberán cumplir con oportunidad y eficiencia las metas y objetivos previstos ensus respectivos programas.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-008Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de desarrollar controles y mecanismos de seguimiento que le permitan asegurar elcumplimiento de las metas de terminación de pozos de desarrollo del Programa Operativo Anual, y seestablezcan los indicadores de gestión necesarios para evaluar su desempeño en el cumplimiento dedichas metas, en observancia del artículo 45 de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria.PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 13Sin ObservacionesEstablecimiento y cumplimiento de las metas de reparaciones menores y mayores de pozos dedesarrolloLa reparación menor de pozos de desarrollo consiste en realizar las operaciones y obras necesariaspara acondicionar el pozo y el yacimiento para continuar la producción de hidrocarburos en el mismo.La reparación mayor de pozos de desarrollo consiste en cambiar el intervalo productor para iniciar laexplotación de hidrocarburos en otro yacimiento atravesado por el pozo, este tipo de trabajos serealizan principalmente para incrementar o mantener la producción de los pozos en operación.158

Sector EnergíaSe constató que en el POA 2008, PEMEX Exploración y Producción estableció la meta de 299reparaciones menores de pozos de desarrollo y de 191 reparaciones mayores de pozos de desarrolloen el ejercicio fiscal de 2008.Con el propósito de verificar dichas metas, se analizaron los reportes de las reparaciones menores ymayores de los pozos de desarrollo del PATG, y se constató que PEMEX Exploración y Producciónrealizó 294 reparaciones menores de pozos de desarrollo y 208 reparaciones mayores de pozos dedesarrollo, como se muestran en el cuadro siguiente:REPARACIONES MENORES Y MAYORES A POZOS DE DESARROLLO, 2008Concepto Programado AlcanzadoCumplimiento%Reparación menor 299 294 98.3Reparación mayor 191 208 108.9FUENTE: POA 2008, Reportes de las reparaciones menores y mayores delos pozos de desarrollo.Se determinó que PEMEX Exploración y Producción al alcanzar el 98.3% de las reparacionesmenores, y el 108.9% de las reparaciones mayores, respecto de las reparaciones programadas,cumplió con lo establecido en el POA 2008.Resultado Núm. 14 Observación Núm. 1Mecanismos de evaluación y presentación de los resultados obtenidos en el PATGCon la finalidad de conocer la eficiencia de PEMEX Exploración y Producción para reportar losresultados obtenidos del PATG en cuanto a la producción de petróleo y gas obtenida en el ejerciciofiscal de 2008, se revisaron el IAA 2008, la Cuenta Pública 2008, y los reportes de producción de los507 y 504 pozos que produjeron petróleo y gas del PATG en dicho año, y con su revisión se constatóque existen diferencias entre lo reportado, como se muestra a continuación:159

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008DIFERENCIA EN LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEOY GAS EN EL PATG REPORTADOS, 2008ConceptoReportes deproducciónIAA 2008Cuenta Pública2008Petróleo 28.8 mbpd 30.0 mbpd 29.7 mbpdGas 51.3 mmpcd 53.0 mmpcd 52.8. mmpcdFUENTE: Reportes de producción, IAA 2008 y Cuenta Pública 2008.Se determinó que PEMEX Exploración y Producción carece de indicadores de gestión que le permitansupervisar y vigilar que la producción de petróleo y gas reportada en el IAA 2008 y en la CuentaPública 2008, sea congruente con la señalada en los reportes de producción de petróleo y gas de lospozos de desarrollo, por lo que se incumplió el artículo 13, fracción IV, del Acuerdo por el que seEstablecen las Normas Generales de Control Interno en el Ámbito de la Administración PúblicaFederal, el cual señala que se deben establecer las medidas conducentes a fin de que la informaciónrelevante que generen sea adecuada para la toma de decisiones y el logro de dichos objetivos, metasy programas, así como para cumplir con las distintas obligaciones a las que en materia de informaciónestán sujetas, en los términos de las disposiciones legales y administrativas aplicables.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-009Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de desarrollar mecanismos y procedimientos de supervisión, que permitan asegurar que lainformación presentada como real sobre la producción de petróleo y gas del Proyecto Aceite Terciariodel Golfo sea confiable y congruente entre los documentos que se emitan, para contar con elementosque den certidumbre sobre la producción de petróleo y gas alcanzada en un ejercicio fiscal; y seestablezcan los indicadores de gestión necesarios para evaluar su desempeño en la presentación delos resultados alcanzados, en cumplimiento del artículo 13, fracción IV, del Acuerdo por el que se160

Sector EnergíaEstablecen las Normas Generales de Control Interno en el Ámbito de la Administración PúblicaFederal.PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 15Sin ObservacionesParticipación del PATG en la producción nacional de petróleoDe acuerdo con el IAA 2008 elaborado por PEMEX Exploración y Producción, la Organización para laCooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) informó que la demanda de petróleo mundial diaria enel ejercicio fiscal de 2008 ascendió a 85,835.0 mbpd, y la oferta en el mismo año fue de 86,042.0mbpd, lo que significa el 0.2 % más de la demanda, como se muestra a continuación:BALANCE MUNDIAL DE OFERTA - DEMANDA DE PETRÓLEO, 2008(mbpd)Trimestres 2008PromedioConceptoPrimero Segundo Tercero Cuarto AnualDemanda de petróleo 86,680.0 85,390.0 84,950.0 86,320.0 85,835.0Oferta de petróleo 86,250.0 86,570.0 85,820.0 85,530.0 86,042.5FUENTE: IAA 2008, con datos de la OCDE.De acuerdo con lo reportado en la Cuenta Pública 2008 y lo manifestado en el IAA 2008, en dicho año,PEMEX Exploración y Producción reportó una producción nacional promedio de petróleo de 2,791.6mbpd, el 3.2 % del promedio anual de la oferta de petróleo mundial.De los 2,791.6 mbpd producidos por PEMEX Exploración y Producción, en el ejercicio fiscal de 2008,se constató que de acuerdo con los reportes de producción emitidos por los 507 y 504 pozos delPATG que produjeron petróleo y gas en ese año, se obtuvieron 28.8 mbdp y 51.3 mmpcd,respectivamente, los cuales convertidos a petróleo crudo equivalente (cálculo mediante el cual seconvierte el gas producido a barril de petróleo exclusivamente para fines informativos de extracción),se obtuvieron 39.1 mbpd.161

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008El PATG contribuyó con el 1.4% de la producción nacional de petróleo, en virtud de que en el ejerciciofiscal de 2008, produjo 39.1 mbpd de los 2,791.6 mbpd, producidos por PEMEX Exploración yProducción, y se espera, de acuerdo con el PATG, que en el año 2021 se produzcan 508.9 mbpd, quesignificaría el 18.2% de la oferta actual de petróleo nacional.Resultado Núm. 16Sin ObservacionesVenta del petróleo producido en el PATG en 2008Se constató que con objeto de establecer la compraventa de petróleo en términos y condiciones decalidad y cantidad requerida, PEMEX Exploración y Producción contó en el ejercicio fiscal de 2008,con dos contratos vigentes de compraventa de petróleo, suscritos con PEMEX Refinación y PEMEXPetroquímica, suscritos el 1 de octubre de 2003 y el 26 de diciembre de 2006, respectivamente.Se constató que en el caso del contrato firmado con PEMEX Refinación, contó con un conveniomodificatorio del 27 de marzo de 2007, de conformidad con el artículo 4 de la Ley Orgánica dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, el cual establece que PEMEX y sus organismosdescentralizados, de acuerdo con sus respectivos objetos, podrán celebrar con personas físicas omorales toda clase de actos, convenios y contratos y suscribir títulos de crédito; manteniendo enexclusiva la propiedad y el control del Estado Mexicano sobre los hidrocarburos, con sujeción a lasdisposiciones legales aplicables.Con los contratos y el convenio modificatorio, antes mencionados, se constató que éstos regulan lagarantía de suministro de petróleo; la programación de su entrega; la medición de la cantidadsuministrada; la calidad; las reclamaciones; el precio; los términos de pago; la prohibición dededucción de pagos; la terminación anticipada del contrato; la confidencialidad de la informacióncontenida en el contrato; la prohibición de ceder derechos contraídos; las causas y efectos derescisión, y la vigencia del contrato.En cuanto a la determinación del precio del petróleo, los contratos estipularon que serían en monedanacional, y que se tomarían los precios interorganismos de acuerdo con las prácticas comercialesinternacionales, cuyo precio se establecería en el Catálogo de Precios Interorganismos.Al respecto, PEMEX Exploración y Producción reportó en la Tabla de Rentabilidad del PATG del 2002-2008, proporcionada con motivo de la auditoría practicada, un precio de venta promedio en el ejerciciofiscal de 2008 de 82.4 dólares por barril de petróleo.162

Sector EnergíaResultado Núm. 17 Observación Núm. 1Beneficio productivo del PATGCon la finalidad de conocer el beneficio productivo para el Estado que han representado lasinversiones de recursos en los proyectos de exploración y explotación de petróleo en el PATG, seanalizó la Tabla de Rentabilidad del PATG del 2002-2008, y se constató que la inversión que sereporta en dicho periodo asciende a 33,810,980.0 miles de pesos; y los ingresos obtenidos por lacomercialización del petróleo y gas fueron de 34,657,540.0 miles de pesos, con una producciónacumulada en dicho periodo de 66,880.6 mbp, por lo que el beneficio por cada peso invertido fue de2.5 centavos, antes de impuestos, como se muestra en la gráfica siguiente:BENEFICIO PRODUCTIVO DEL PATG 2002 - 2008(Miles de pesos)FUENTE: Tabla de Rentabilidad del PATG del 2002-2008.Es importante mencionar, que los datos antes señalados se encuentran calculados a valor presente,con un factor de inflación que va de 1.35 en 2002 a 1.05 en 2008, y con una tasa de interés constantedel 12 por ciento para todo el periodo.163

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Se determinó que los resultados obtenidos no son congruentes con las metas establecidas en losEstudios de Factibilidad de los Proyectos de Agua Fría-Coapechaca-Tajín, y Amatitlán- Profeta-Tzapotempa-Vinazco, respecto de los resultados obtenidos de 2002 a 2006, y del Análisis CostoBeneficio del PATG, en cuanto a los resultados obtenidos en 2007 y 2008, los cuales sirvieron comobase para la autorización de las inversiones del proyecto petrolero; en dichos estudios se programóuna inversión de 47,534.928.5 miles de pesos y una producción de 144,281.0 mbp, con lo cual sehabrían obtenido ingresos por 83,861,182.3 miles de pesos, con un beneficio al ejercicio fiscal de2008, por cada peso invertido, de 93.6 centavos, antes de impuestos, como se muestra en la gráficasiguiente:BENEFICIO PRODUCTIVO DEL PATG 2002 – 2008 (PROGRAMADO)(Miles de pesos)Fuente: Estudios de Factibilidad de los Proyectos de Agua Fría-Coapechaca-Tajín, Amatitlán- Profeta-Tzapotempa-Vinazco y del Análisis Costo Beneficio del PATG.Los datos citados anteriormente, también se calcularon a valor presente, con un factor de inflación queva de 1.35 en 2002 a 1.05 en 2008, y con una tasa de interés constante del 12 por ciento para todo elperiodo.164

Sector EnergíaEs importante señalar que PEMEX Exploración y Producción ha recibido el 71.1% de la inversiónprogramada, por lo que se relaciona directamente con la producción de petróleo y gas obtenida; sinembargo, no es la única causa que influyó para no alcanzar las metas establecidas. La inversiónprogramada y real, se muestra a continuación:INVERSIÓN PROGRAMADA Y REALIZADA(miles de pesos)2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 TotalProgramada 999,971.6 2,327,369.0 3,221,459.6 3,889,869.6 3,396,378.6 12,626,696.1 21,073,184.0 47,534,928.5Real 614,170.0 3,139,540.0 4,117,700.0 3,777,420.0 4,043,310.0 6,566,380.0 11,552,460.0 33,810,980.0Cumplimiento % 61.4 134.9 127.8 97.1 119.0 52.0 54.8 71.1Fuente: Estudio de Factibilidad Proyecto Integral Amatitlán – Profeta – Tzapotempa – Vinazco, Agua Fría –Coapechaca –Tajín, y Análisis Costo Beneficio Aceite Terciario el Golfo.Se concluye que al incumplir las metas y objetivos programados, en cuanto a la producción depetróleo, en los Estudios de Factibilidad de los Proyectos de Agua Fría-Coapechaca-Tajín, Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco y en el Análisis Costo Beneficio del PATG, PEMEX Exploración yProducción no se ajustó a los términos establecidos en dichos documentos, los cuales fueronpropuestos por ese organismo subsidiario.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-010Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracciónII, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de desarrollar controles y mecanismos de seguimiento que le permitan asegurar elcumplimiento de las metas y objetivos propuestos en el Análisis Costo Beneficio del Proyecto AceiteTerciario del Golfo, en observancia de los términos establecidos en el Análisis Costo Beneficio delProyecto Aceite Terciario del Golfo.165

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resultado Núm. 18 Observación Núm. 1Prospectiva del PATGEn el Análisis Costo Beneficio del PATG, PEMEX Exploración y Producción estableció que del año2009 a 2021, se realizarán inversiones por 158,831,000.0 miles de pesos, y los gastos de operación enel mismo periodo ascenderán a 127,906,000.0 miles de pesos, por lo que el total de los recursoserogados al final del periodo ascenderán a 286,737,000.0 miles de pesos.Con dichas erogaciones, PEMEX Exploración y Producción señaló que en el periodo se alcanzaría unaproducción acumulada de petróleo y gas de 1,749,445.0 mbp y 3,497,795.0 mmpc, respectivamente,de los cuales, al convertir el gas a barriles de petróleo, la producción alcanzada sería de 2,449,004.0mbp.Al respecto, PEMEX Exploración y Producción elaboró la Prospectiva del PATG, la cual comprende elperiodo de 2010 a 2021, y contiene dos escenarios, en los cuales, se estima que en dicho periodo, setendrá una producción de barriles de petróleo equivalentes acumulada, en el escenario inferior, de458,655.1 mbp, y en el escenario superior, de 1,209,196.5 mbp, como se muestra a continuación:166

Sector EnergíaGRAFICA DE PROSPECTIVA DEL PATG 2010 - 2021(mbpd)FUENTE: Prospectiva del PATG.En virtud de que la Prospectiva del PATG planteada comprende de 2010 al 2021, con la finalidad decomparar dicha producción con la programada en el Análisis Costo Beneficio del PATG, se determinóusar el mismo periodo, y se obtuvo que en el Análisis Costo Beneficio del PATG se tiene programadauna producción en barriles de petróleo de 2010 al 2021 de 2,345,198.0 mbp, es decir, 1,136,001.5mbp, más de lo que establece la prospectiva del PATG proporcionada por PEMEX Exploración yProducción.Se concluye que la Prospectiva del PATG proporcionada por PEMEX Exploración y Producción no escongruente con el Análisis Costo Beneficio del PATG, el cual sirvió como base para las autorizacionesde los recursos invertidos para los proyectos de exploración y explotación de petróleo en el PATG, yaque en dicha prospectiva se estima una producción de petróleo y gas menor a la establecida en elAnálisis Costo Beneficio del PATG.Acción Promovida08-1-18T4L-07-0507-07-011Recomendación al DesempeñoLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafos tercero y quinto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción167

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008II, 15, fracción XIV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, recomienda que PEMEX Exploración y Producción realice las gestiones correspondientes,a efecto de desarrollar controles y mecanismos de seguimiento que le permitan asegurar que laProspectiva del Proyecto Aceite Terciario del Golfo, elaborada por PEMEX Exploración y Producción,sea congruente con el Análisis Costo Beneficio del Proyecto Aceite Terciario del Golfo, para lograr losrendimientos de producción de petróleo programados en dicho documento.PEMEX Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información de las mejorasrealizadas o, en su caso, la justificación de su improcedencia.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 11 observación(es) que generó(aron) 11 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 11 a Recomendación(es) al Desempeño.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en PEMEX Exploración y Producción, en relación con laAuditoría de los Proyectos de Exploración y Explotación de Petróleo en Chicontepec, cuyo objetivoconsistió en evaluar el desempeño de PEMEX Exploración y Producción en términos de la congruenciay cumplimiento de los objetivos establecidos en sus documentos normativos, así como la eficacia,eficiencia y economía de los proyectos de exploración y explotación de petróleo en Chicontepec, y elbeneficio productivo que representa para el Estado, la realización de los proyectos de inversión, sedeterminó evaluar la eficacia en la participación de Chicontepec en la producción nacional de petróleoy su contribución al desarrollo de la economía del país, por representar el 39.9% de la reserva total dehidrocarburos (17,393,000.0 mbp); la eficiencia en la perforación de pozos para lograr un incrementode la producción de petróleo, y la economía en las inversiones realizadas en los proyectosprogramados.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los ordenamientos legales, las disposiciones normativasaplicables a la naturaleza de las operaciones revisadas, y a la normativa institucional para lafiscalización superior de la gestión gubernamental; las cuales requieren que la auditoría sea planeaday desarrollada de tal manera que permita obtener una seguridad razonable de lo revisado, de acuerdo168

Sector Energíacon el objetivo y alcance de la auditoría. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar laopinión siguiente:La Auditoría Superior de la Federación considera que PEMEX Exploración y Producción no cumpliócon las metas establecidas en los estudios de factibilidad que sirvieron como base para autorizar elProyecto Aceite Terciario del Golfo, ni con las establecidas en su Programa Operativo Anual 2008,como se precisa en los resultados con observación que se presentan en el apartado correspondientede este informe, donde destaca que de haberse alcanzado la producción programada de 2002 a 2008,los ingresos de PEMEX Exploración y Producción por la comercialización del petróleo y gas producidoen el Proyecto Aceite Terciario del Golfo habrían ascendido a 83,861,182.3 miles de pesos, con unbeneficio por cada peso invertido de 93.6 centavos; y no los 2.5 centavos que se obtuvieron por cadapeso en dicho periodo.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.Resultado Núm. 1 Observación Núm. 1“Pemex Exploración y Producción aplica una herramienta llamada Modelo de Administración deRiesgos permite identificar y analizar los riesgos en forma sistemática, con el propósito de tomar lasacciones preventivas necesarias para minimizar su posibilidad de ocurrencia y, en su caso, podercontrolar y administrar adecuadamente sus efectos.”La Evaluación de Riesgos, es el proceso de identificación de riesgos consistente en analizar laseventualidades que se pueden dar en las operaciones de la empresa o en un proyecto e incluye ladefinición de acciones para atenuar las probabilidades de ocurrencia de eventos no esperados o susimpactos que podrían afectar la consecución de objetivos y metas de toda la entidad, o de un área,programa, proceso, función o actividad. Este proceso sirve de base para determinar la estrategia aseguir y administrar los riesgos (asumir, vigilar, evitar, transferir, mitigar y compartir), así comoidentificar y autoevaluar los controles establecidos para apoyar esa estrategia. El Inventario actual deriesgos de PEP consta de 13.169

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008i. Volumen incorporado y reclasificado de reservas, menor al programado.ii.iii.iv.Acceso oportuno de tecnologías encaminadas a mantener la competitividad de los costosde descubrimiento, desarrollo y producción en un periodo máximo de 4 años.Escasez de oportunidades exploratorias para descubrir campos de mayor tamaño.Producción real obtenida menor a la mínima estimada del rango establecido.v. Calidad de hidrocarburos diferente a la establecida contractualmente.vi.vii.viii.ix.Demoras en los tiempos de construcción y variaciones en los costos reales deinfraestructura respecto a lo programado.Demoras en los tiempos de perforación y terminación de pozos y variaciones en loscostos reales de pozos respecto a lo programado.Discontinuidad en los niveles presupuestales requeridos por los proyectos.Conflictos con la comunidad que obstaculicen la operación.x. Falta de comercialidad del régimen fiscal actual en ambientes geológicos y productorescomplejos.xi.xii.xiii.Resultados financieros diferentes a los planeados.Siniestros que afecten al medio ambiente yío provoquen pérdida de vidas, o afecten laintegridad física del personal de la empresa o la comunidad.Ocurrencia de acciones que atenten contra la seguridad de las instalaciones de laempresa.”La matriz de riesgos 2009 de PEP, muestra la evaluación de cada uno en función a los resultadosglobales de la empresa.”No obstante, es importante aclarar que no existe forma de reducir los riesgos totalmente, sin embargo,el fortalecimiento de los controles internos es la respuesta adecuada que permite el manejo de éstosdentro de márgenes prudenciales.170

Sector Energía”En conclusión, las acciones e iniciativas preventivas desarrolladas en todas las áreas del Organismosi bien no evitan que las variaciones en los resultados esperados sucedan, si es seguro que la correctaadministración de los riesgos minimiza la posibilidad de ocurrencia y predispone a la organización paracontrolar y administrar los efectos de la variación de resultados, inherente a una industria petrolera enla que las actividades de exploración y explotación no cuentan con el atributo de la visibilidad” de lasformaciones geológicas donde se trabaja y tiene que tomar decisiones sobre inferencias soportadascientíficamente para capturar el valor de los depósitos de hidrocarburos en beneficio del País.Sistemas de información y comunicación”En el caso de la producción de crudo y gas el registro de metas se efectúa mediante el sistemainstitucional SIPOP y se documentan ante el corporativo de Petróleos Mexicanos para su aprobación yoficialización ante la SHCP y la SENER, dando lugar al Programa Operativo Anual (PCA).Posteriormente, en función de los resultados de cierre de año predecesor y considerando ladisponibilidad presupuestal de recursos aprobados en el Presupuesto de Egresos de la Federación,con fundamento en los Artículos Segundo y Tercero Transitorios de la Ley de Petróleos Mexicanos y elArtículo 58 Fracción II de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Organismo somete a laaprobación de su órgano de Gobierno el Programa de inversión y operación para el año que iniciadando lugar al POT I, respecto al cual, a lo largo del año se da seguimiento al desempeño delOrganismo.”Cabe destacar que estas metas actualizadas son las que conforman el Programa de Mejora deEficiencia Operativa cuyos avances se reportan a las Cámaras del Congreso de la Unión a través de laSecretaría de Energía, tal como lo establece el Decreto que reforma diversas disposiciones del TítuloSegundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado en el Diario Oficial de la Federaciónde fecha 1 de octubre de 2007, entrando en vigor el 1 de enero de 2008.”Por lo que se refiere a los resultados, todos se certifican y registran en la Base de Datos Institucional(BDI), además de someterlos a la aprobación del Consejo de Administración de PEPI incluyendo elanálisis de las variaciones y la explicación a las mismas.”Resultado Núm. 2 Observación Núm. 1”Con relación a las diferencias de metas que se presentan en los documentos de EstrategiaProgramática, apartado de Indicadores de desempeño, del Presupuesto de Egresos de la Federación yde la Matriz de Indicadores, se aclara lo siguiente:171

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008• La información que se presenta en los tres documentos es consistente y adecuada para latoma de decisiones.• Las cifras de la Estrategia Programática y de la Matriz de Indicadores corresponden a laversión oficial del Programa de Operativo Anual 2008 (POA) y es la que se considera paraefectos de rendición de cuentas en el Presupuesto de Egresos de la Federación.• Con respecto a las cifras del apartado de indicadores de desempeño, éstas corresponden auna versión preliminar sustentada en la Cartera de Proyectos 2008, versión 7.5R, cuyopropósito fue proporcionar al Corporativo de PEMEX y a la SHCP, una referencia paracalcular de manera preliminar los balances interorganismos e ingresos provenientes de laproducción de hidrocarburos.• Por lo que respecta al señalamiento de diferencias en la comercialización de petróleo alexterior, éstas se explican debido a que, en el primer caso, en el documento de la EstrategiaProgramática se considera el volumen de petróleo a comercializar al exterior medido acondiciones de temperatura de 60 °F, conforme a la práctica internacional. Sin embargo, porotro lado en la Matriz de Indicadores, el valor remitido considera condiciones de 20 °C, talcomo se elabora en el cuadro del POA. Para pasar del dato determinado a 60 °F alcorrespondiente a 20 °C, se usa un factor como se muestra en la siguiente fórmula.Vol @ 60 °F ((Vol @ 20 °C) * 0.99661 = 1,688.5 * 0.9966 1,682.76Por redondeo = 1,683.0.”Para evitar este tipo de confusiones, en el futuro se empleará sólo la medición a condiciones de 20°C.”Resultado Núm. 3 Observación Núm. 1”Con relación al cumplimiento de metas establecidas que se presentan en los documentos dePresupuesto de Egresos de la Federación y Matriz de Indicadores comentamos lo siguiente:”Perforación de pozos exploratorios. La desviación en el cumplimiento de la meta de perforación tienerelación directa con las actividades que conllevan un riesgo en la exploración, ya que los objetivosoriginales se plantean conforme a un conocimiento inicial de las localizaciones seleccionadas para serperforadas. No obstante, una vez que se dispone más información y resultados de pozos cercanos, setoman decisiones que impactan en la continuidad del programa de perforación; asimismo, PEPprivilegia la obtención de un mayor volumen de reservas y selecciona aquellas oportunidades que172

Sector Energíamejor posibilidad presenten para ese resultado, tal como ocurrió en 2008, en el que el volumen dereservas incorporadas superó la meta establecida. Aunado a lo anterior, las causas adicionales devariación por las cuales se presentaron retrasos en la meta fueron:• Retraso en la construcción de la infraestructura de perforación.• Afectaciones por permisos de propietarios.• Causa de fuerza mayor atribuible al desgajamiento de cerro cercano al Ejido Juan de Grijalva,Municipio de Ostuacan, Chiapas.”Con la finalidad de mejorar en el cumplimiento de las metas, no sólo de la perforación de pozosexploratorios, sino en los resultados de la actividad exploratoria, PEP desarrolla las siguientesiniciativas:• Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México profundo y mantenerla en cuencasrestantes.• Fortalecer la Cartera de Oportunidades exploratorias incrementando el número y volumetríapromedio de las localizaciones.• Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios.• Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento ydesarrollo.”Perforación de pozos de desarrollo. La desviación en el cumplimiento de la meta de perforación, sedebe principalmente al impacto ocasionado por la licitación declarada desierta para la contratación apartir de enero de 2008 de equipo para la perforación de pozos. En mayo se logró licitar un nuevocontrato, retrasando prácticamente un semestre la actividad de perforación de pozos programados.”Producción de petróleo crudo, gas natural y condensados. El nivel de cumplimiento de la producciónde petróleo crudo se explica por las siguientes causas:• Mayor declinación de la producción del Proyecto Cantarell, debido a la Incertidumbreasociada en los modelos numéricos de flujo de fluidos que sustentan los pronósticos deproducción de aceite, gas y agua. Una complejidad importante considerada en estos modelosnuméricos son los movimientos de los contactos agua-aceite y gas—agua que impactan173

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008directamente en las cuotas de producción de aceite, gas y agua, ya que van estrechando elintervalo productor, hasta ocasionar el cierre de pozos.”En esencia, los pronósticos de producción se estiman mediante un modelo numérico de flujode fluidos con el cual se trata de reproducir el comportamiento esperado de un yacimiento deaceite o gas natural y en donde se consideran propiedades del yacimiento, tales comoporosidad, permeabilidad, la estructura del yacimiento, espesor, y otras más. Asimismo, laspropiedades de los fluidos en el yacimiento, como por ejemplo: densidad, viscosidad,contenido de ligeros, de pesados, entre otros.• Diferimiento de producción por el cierre de pozos del campo Ixtal de la Región MarinaSuroeste, debido a la reparación del oleogasoducto de 24 de lxtal-A hacia Abkatún-D.• Cierre de pozos por altos inventarios ocasionados por cancelación de cargamentos, loanterior debido a los fenómenos meteorológicos, Gustav e lke, en el sur de los EstadosUnidos de América.• Retraso en la llegada de los equipos de perforación y de sistemas artificiales en el proyectoAceite Terciario del Golfo de la Región Norte.• Retraso en la terminación de pozos por incremento en los tiempos de operación y retraso enla infraestructura de producción submarina (árboles mojados) en el Proyecto Cantarell de laRegión Marina Noreste, así como el retraso en la terminación de los pozos Yaxché 2, 31, 42 y83 del proyecto Yaxché de la Región Marina Suroeste.”Producción de condensados. Para este indicador se señala que no se encontró el valor real de 2008.Este asciende a 48 mbd y se tiene disponible para su consulta en la Base de Datos Institucional (BDI).Respecto a la meta, la producción de condensados registró una desviación de 38 por ciento, debido alimpacto del incremento de gas enviado a la atmósfera y a la menor entrega de gas a plantas de laRegión Marina Noreste y de condensados en el Activo Burgos.”Durante 2008 la obtención de condensados proveniente de los campos de gas húmedo dulce en elActivo Burgos, fue del orden de 11 mil 545 barriles diarios, de los cuales se entregó un promediomensual de 4 mil 739 barriles por día al CPG Burgos y 1 mil 191 bamles por día al CPG Reynosa, parauna entrega total de 5 mil 930 barriles. La diferencia entre el volumen obtenido y el entregado equivalea 5 mil 615 barriles diarios, siendo la causa de de esta diferencia la sustracción ilícita de condensados.174

Sector Energía”Ante este hecho, Petróleos Mexicanos solicitó la intervención de la Secretaría de Marina (SEMAR), lacual desde entonces lleva a cabo operativos en diversas instalaciones del Activo Integral Burgos, talescomo las principales estaciones de recolección, almacenamiento y bombeo, así como a lo largo de lasredes de gasolinoductos, dando por resultado decomisos del producto, vehículos y sujetosinvolucrados.”Comercialización de petróleo crudo en e! mercado interno. Para este indicador también se señala queno se encontró el valor real de 2008. Éste asciende a 1 mil 347.3 mbd y también se tiene disponiblepara su consulta en la BDI. Respecto a la meta, la comercialización interna de petróleo crudo registróuna desviación real del 3.6 por ciento, debido principalmente a los rechazos de crudo por parte dePemex Refinación, debido a los altos inventarios de combustóleo y paro de procesos pormantenimiento.”Comercialización de petróleo crudo en el mercado externo. Las causas del incumplimiento de la meta,fueron las siguientes.• Por cancelación de cargamentos, lo anterior debido a los fenómenos meteorológicos, Gustave lke, en el sur de los Estados Unidos de América.• Menor disponibilidad de crudo pesado para terminales de exportación, debido a una menorproducción.”Resultado Núm. 8 Observación Núm. 1”Con relación a las metas que se presentan en el POA 2008, Informe de Autoevaluación anual 2008,Cuenta Pública 2008 y en el análisis costo beneficio para el proyecto Aceite Terciario del Golfo(PATG), comentamos lo siguiente:”Las diferencias observadas entre los distintos informes de evaluación se pueden explicar por losprogramas de referencia utilizados para cada documento:• Cuenta Pública: PCA 2008.• Informe de Autoevaluación Anual: POT-l 2008.• Análisis Costo Beneficio: Mejor pronóstico de producción bajo premisas presupuestales,técnicas y de ejecución.175

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008”La información de metas del PCA y POT-I 2008 y el documento Análisis Costo Beneficio de referenciase establecen en diferentes momentos, y consideran la mejor visión desde el punto de vistaprogramático-presupuestal y particularmente en el caso del Análisis Costo Beneficio la mejor visiónpara un pronóstico de producción de largo plazo dentro de la cartera de proyectos de inversión dePEP.”Las cifras de la primera columna de la tabla corresponden efectivamente a las metas del AnálisisCosto Beneficio. Estas, se documentaron y establecieron en noviembre de 2006, a partir de laautorización e integración en un solo proyecto, de los proyectos Agua Fría - Coapechaca - Tajín,Amatiflán - Profeta - Tzapofempa - Vinazco, Coyuta - Japeto. Humapa - Bomita y la partecomplementaria de! Paleocana.”Posteriormente, en junio de 2007 a partir de la información real del comportamiento de yacimientos deenero a mayo de 2007 y su proyección de junio a diciembre de ese año, se revisaron y establecieronlas metas de POA 2008 (cifras de la segunda columna de la tabla), con lo cual se replanteó elpresupuesto requerido a ejercer en ese año.”Finalmente, en noviembre de 2007 se formuló el Programa de Operación Trimestral POT 1, en el quenuevamente a partir de información real del comportamiento de los yacimientos, ahora de enero aoctubre y estimado de cierre de 2007, se ajustaron las metas para 2008, las cuales se considerancomo referencia para medir el desempeño alcanzado tanto en el informe a Consejo de Administraciónde PEP como en el Informe de Autoevaluación. Estas cifras corresponden a la tercera columna de latabla.”Resultado Núm. 9 Observación Núm. 1”Las metas de producción se vieron afectadas por las siguientes causas:• Reducción del presupuesto original por 3,584 millones de pesos impactando en la realizaciónde 150 perforaciones y terminaciones de pozos. No obstante, que la presupuestación originalconsideró la suficiencia necesaria para efectuar la contratación de la perforación y terminaciónde pozos a través del contrato ATG 1, en el momento que su proceso licitatono se declaródesierto, los recursos fueron recalendarizados y reasignados bajo criterios de generación devalor.• Retraso en la disponibilidad de equipos debido a la licitación desierta del contrato ATG 1 parala perforación y terminación de pozos, la cual tuvo un impacto inmediato en el diferimiento delos pozos programados.176

Sector Energía• A fin de reducir el impacto en las metas físicas del proyecto, se efectué la contratación deequipos de perforación adicionales a través de una nueva licitación, cuyo proceso se concretáen el mes de mayo mediante el contrato ATG II. No obstante, la llegada de los equiposadicionales de perforación se retraso hasta el segundo semestre de 2008.• Yacimientos heterogéneos, tales como espesores reducidos de las arenas productoras, lascuales además exhiben continuidad lateral limitada. Lo anterior incide de manera directasobre las expectativas de producción consideradas.• Una declinación de la producción de aceite más pronunciada con respecto a la pronosticada,como consecuencia de la baja permeabilidad de los yacimientos, aunado al hecho de que elvalor de su presión inicial es muy cercana a la presión de saturación, lo que provoca querápidamente se produzcan grandes volúmenes de gas.”Resultado Núm. 10 Observación Núm. 1”El principal objetivo de la elaboración del Análisis Costo Beneficio es conformar la cartera deproyectos de PEP y por lo tanto dar una visión de largo plazo, con esto se logra identificar lasexpectativas con especto a un portafolio nacional de inversiones en la paraestatal. La versión vigenteen 2008 del documento correspondiente al proyecto ATG, se elaboró en noviembre 2006, el alcance ymetas del proyecto en ese documento corresponden a un horizonte de planeación de 15 años quecontiene cifras pronosticadas para el periodo 2007 — 2021.”Por su parte, el POA 2008 se elaboró en junio de 2007, es decir 7 eses después que el documento delAnálisis Costo Beneficio y por lo tanto considerando los resultados más recientes con base a laeficiencia de perforación observada en el transcurso del año y la expectativa de crecimiento de lacapacidad de ejecución que se esperaba incorporar con el contrato de perforación ATG 1.”Resultado Núm. 11 Observación Núm. 1”En lo referente a la observación del incumplimiento en las metas de perforación de pozos endesarrollo se hace mención a lo siguiente:• Reducción del presupuesto onginal por 3,584 millones de pesos impactando en la realizaciónde 150 perforaciones y terminaciones de pozos. Como ya fue señalado, en el monento que elproceso licitatorio del ATG 1 se declara desierto, los recursos fueron recalendarizados yreasignados bajo criterios de generación de valor.177

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008• Retraso en la disponibilidad de equipos debido a la licitación desierta del contrato ATG 1 parala perforación y terminación de pozos. Como ya se menciono, a fin de reducir el impactonegativo, en mayo de 2008 se efectué una nueva licitación mediante el contrato ATG II, sinembargo la llegada de los equipos adicionales de perforación se retraso hasta el segundosemestre de 2008.• Falta de disponibilidad de macroperas por retraso en la elaboración y aprobación deproyectos de ingeniería, gestión de permisos, así como restricciones para el transporte delmaterial de revestimiento.• En los primeros pozos asignados a los equipos de perforación contratados se incrementaronlos tiempos de intervención respecto a lo programado, como consecuencia de las condicionesoperativas durante la ejecución de la perforación y el periodo de maduración de lashabilidades técnicas de cada tripulación.”Resultado Núm. 12 Observación Núm. 1”La mata de terminación de pozos se estableció en base al número de pozos a perforar durante 2008,considerando la eficiencia de terminación observada en el transcurso del año y el crecimiento de losservicios de terminación asociados al contrato de perforación ATG 1.”Respecto a la observación del incumplimiento en las metas de terminación de pozos en desarrollo sehace mención a lo siguiente:• Reducción del presupuesto con un Impacto de 150 perforaciones y terminaciones de pozos.• Retraso en la disponibilidad de equipos debido a la licitación desierta del contrato ATG 1 parala perforación y terminación de pozos.• Falta de disponibilidad de macroperas.• Obstrucción de equipos de perforación en los pozos perforados.• Problemas de acceso.”178

Sector EnergíaResultado Núm. 14 Observación Núm. 1”Con relación a las diferencias de producción que se presentan entre el Informe de Autoevaluaciónanual 2008, Cuenta Pública 2008 y reportes de producción de 507 y 1 mil 11 pozos para el PATG,comentamos lo siguiente:• La información de producción de 2008 del PATG que se presenta en el Informe deAutoevaluación anual 2008 y Cuenta Pública 2008 es consistente. En los indicadores deambos documentos, las diferencias son por efecto de redondeo y por efecto de ladeterminación integral de los límites del proyecto al considerar parcialmente los volúmenescorrespondientes de los campos Miguel Alemán y Remolino del Proyecto Poza Rica, Lafuente oficial de esta información es la BDI.• La diferencia que reportan los indicadores presentados en la columna de reportes deproducción respecto a la oficial en la BDI, se explica fundamentalmente porque en losreportes la informac1ón considerada en el mes de enero de 2009, era aún preliminar ya quese estaba en proceso el cierre definitivo y la precisión de los pozos que deberían conformar elPATG, particularmente de los campos Miguel Alemán y Remolino, derivado de los estudiospara definir los límites del proyecto.”Resultado Núm. 17 Observación Núm. 1”En relación a las razones ingresos-egresos del periodo 2002-2008 de 2.5 centavos y 93.6 centavosdel comportamiento real contra el estimado en el Análisis Costo Beneficio cabe señalar que losegresos consideran inversiones en la creación de capacidad instalada que se seguirá utilizandodespués del año 2008, por lo que la evaluación del rendimiento de las inversiones, debe considerar losingresos esperados de la vida productiva remanente de los pozos que se encuentran en operación alcierre del 2008.Explicando las variaciones observadas en los ingresos y egresos entre los documentos Análisis CostoBeneficio, el ejercicio presupuestal y la producción real podemos comentar, que en el periodo 2002-2006 se tuvo un desarrollo moderado del proyecto en el cual se observaron condiciones de produccióndiferentes a las esperadas y registradas en la elaboración del Estudio de Factibilidad, tales como:• Declinación mayor a la esperada por lo que se requirió llevar a cabo un mayor número dereparaciones menores.• Pozos con gastos de producción iniciales menores a los esperados.179

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008• Problemas de permisos de acceso a los predios.”Por otro lado, los resultados de producción inicial obtenidos aL inicio de la ejecución del ProyectoAmatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco fueron menores por lo que se retrasé la ejecución para reforzarel estudio.”En el periodo 2007-2008 se esperaba un volumen de producción mayor que la considerada en elperiodo 2002-2006, esto debido a la intensificación de las actividades de perforación y terminación depozos registradas en el Análisis Costo Beneficio, sin embargo el presupuesto asignado para los años2007 y 2008 fue menor en un 50 por ciento con respecto al estimado en el Análisis Costo Beneficio.”Un aspecto importante a considerar es que la asignación de recursos presupuestales de cada añoestá en tunción del presupuesto asignado a Pemex Exploración y Producción mismo que se distribuyeen todos los proyectos autorizados en las diferentes regiones del organismo. Esta reducción, tuvo unarepercusión directa en la programación y ejecución de la perforación, terminación, reparación mayor yreparación menor de pozos, así como en la construcción de infraestructura requerida para llevar acabo estas actividades (construcción y reacondicionamiento de caminos y macroperas) y lainfraestructura requerida para el transporte de los hidrocarburos desde los pozos hasta el punto deventa (líneas de descarga, interconexiones, baterías de separación, módulos de separación portátil yoleoductos).”Cabe mencionar que aunado a la falta de disponibilidad de recursos en el periodo 2007-2008, setuvieron diversos aspectos técnicos, operativos y contractuales que ocasionaron retrasos en laincorporación a tiempo de la producción como son:• Retrasos en la construcción de macroperas.• Incremento en los tiempos de gestión de permisos de acceso a los predios.• Pozos con gastos de producción iniciales menores a los esperados.• Declinación mayor a la esperada.”En 2008, con la finalidad de optimizar recursos al tener un presupuesto asignado menor, se optó porincrementar el número de reparaciones mayores, debido a que son de menor costo y rápidaincorporación de producción. De esta manera, aun cuando los ingresos derivados del proyectoresultaron menores por efecto de un volumen de producción inferior, la relación ingresos— egresosregistrada se mantuvo positiva.”180

Sector EnergíaResultado Núm. 18 Observación Núm. 1”Las cifras de la prospectiva del PATG y su análisis costo—beneficio, no coinciden tanto por las fechasde elaboración, así como por las premisas con las que se elaboran. En este sentido se puede explicarcomo sigue:”Los escenarios superior e inferior presentados en la prospectiva, se basan en los resultados obtenidosdurante el año 2009, es decir contienen un mayor grado de certidumbre en lo que se programa para2010.”De acuerdo a los resuftados obtenidos se confirma una mayor complejidad en los yacimientos deChicontepec. Dado que las condiciones del subsuelo se infieren y no existe certeza de las condicionesa encontrar, los programas de producción de largo plazo son pronósticos sujetos a una revisióncontinua de los resultados, Esto implica adecuar las producciones iniciales, tasas de declinación,número de pozos a perforar, entre otros.”En resumen, el documento Análisis Costo Beneficio entregado a SHCP se basó en los resultados de2008, estimándose una producción promedio anual de aceite de 396 mii barriles diarios y 475 millonesde pies cúbicos por día de gas con la perforación de 1 mii 16 pozos promedio para el periodo 2010-2024. En la actualización de los pronósticos de producción, de acuerdo a la información obtenida en2009, se obtuvieron dos escenarios, superior e inferior; que se diferencian principalmente por diferenterecuperación de reservas por pozo, así como diferente actividad física. El escenario superior considera322 mil barriles diarios como producción de aceite y 389 millones de pies cúbicos por día de gas conun promedio de 1 mil 266 pozos a perforar durante el mismo periodo y el escenario inferior con 111 milbarriles diarios y 143 millones de pies cúbicos por día de gas con un promedio de 729 pozos aperforar.”Las diferencias de producción explicadas anteriormente originan variaciones en inversión, flujo deefectivo y valor presente neto, sin embargo en ningún momento se considera un daño al patrimonio dela empresa, dado que en cualquier escenario documentado se mantiene una rentabilidad favorablepara Petróleos Mexicanos.”181

182Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008

Sector EnergíaVII.1.7.4.VII.1.7.4.1.Auditoría:Informes de las Auditorías Financieras y de CumplimientoAplicación de Recursos a la Unidad Productiva Cantarell 2008 A08-1-18T4L-02-0332Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar la gestión financiera del financiamiento y aplicación de los recursos obtenidos del MasterTrust y del Fideicomiso F/163 a la unidad productiva; verificar que el importe reportado como deudacorresponda a las líneas de crédito otorgadas para su construcción; que su registro contable ypresentación en la Cuenta Pública se efectuaron de conformidad con la normativa, así como que launidad genere los ingresos suficientes para pagar la deuda contraída.AlcanceUniverso Seleccionado:53,236,079.1 miles de pesosMuestra Auditada:2,512,903.0 miles de pesosLos 53,236,079.1 miles de pesos correspondieron a 3,151 bienes que fueron financiados con recursosprovenientes de los fideicomisos Pemex Project Funding Master Trust (Master Trust) e Irrevocable deAdministración F/163 (F/163) por 44,993,154.7 y 8,242,924.4 miles de pesos, respectivamente, de laUnidad Productiva Cantarell 2008-A, que forma parte del Proyecto de Infraestructura Productiva deLargo Plazo, denominado posteriormente Proyecto de Impacto Diferido en el Registro del Gasto(PIDIREGAS) Cantarell, la cual Pemex Exploración y Producción (PEP) reportó como concluida en183

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008noviembre de 2008. De esos bienes se revisaron 132 por 2,512,903.0 miles de pesos, querepresentaron el 4.7% del total.Por otra parte, se revisó al 100.0% el pago de las amortizaciones e intereses efectuados en 2008 por30,526.8 y 212,873.0 miles de dólares, equivalentes a 409,200.6 y 2,861,459.9 miles de pesos,respectivamente, considerando el tipo de cambio aplicable a los días en que se realizaron lasoperaciones provenientes de financiamientos efectuados por el Master Trust, así como del pago de3,461,660.8 miles de pesos de intereses relacionados con el financiamiento efectuado por el F/163;dichos pagos correspondieron a las obligaciones contraídas por PEP para la adquisición de los bienesde la Unidad Productiva Cantarell 2008-A para ese ejercicio.Áreas RevisadasLas subdirecciones de Administración y Finanzas, de Planeación y Evaluación, de Ingeniería yDesarrollo de Obras Estratégicas, Región Marina Noreste y de Distribución y Comercialización, asícomo la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, todas adscritas a Pemex Exploración yProducción, y la Gerencia de Financiamientos y Análisis de Mercado de la Dirección Corporativa deFinanzas de Petróleos Mexicanos.AntecedentesLa Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) autorizó a Petróleos Mexicanos (PEMEX) obtenerrecursos adicionales a los aprobados anualmente en el Presupuesto de Egresos de la Federación(PEF) por el Congreso de la Unión, mediante los fideicomisos Pemex Project Funding Master Trust(Master Trust), desde 1998, e Irrevocable de Administración F/163 (F/163), desde 2003, en donde elaval era PEMEX, bajo la modalidad de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo,denominados posteriormente Proyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS),regulados en los artículos 18 de la Ley General de Deuda Pública, 32 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 189 al 209 del Reglamento de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como en la NIF 09-B “Norma para el tratamientoContable de las Inversiones en Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo”, la cual fueemitida conjuntamente por la SHCP y la SFP, actualmente Norma Específica de InformaciónFinanciera Gubernamental para el Sector Paraestatal (NEIFGSP) 009.184

Sector EnergíaConviene mencionar que los proyectos que PEMEX reportó como PIDIREGAS no cumplieron con lanormativa establecida por la SHCP y la Secretaría de la Función Pública (SFP), ya que PEMEXfraccionó y licitó los proyectos autorizados en varias obras y contratos, lo que ocasionó un descontrol yopacidad en el manejo de los mismos.No obstante, PEMEX y sus organismos subsidiarios elaboraron su normativa interna a modo de quedichos proyectos encuadraran en los supuestos de PIDIREGAS, sin sujetarse a los controles de ladeuda pública federal.Al respecto, en el ejercicio de su responsabilidad de revisar la Cuenta Pública en el periodo 2002-2007, la Auditoría Superior de la Federación consideró a los PIDIREGAS, principalmente los operadospor PEMEX y sus organismos subsidiarios, como una de las 13 importantes áreas de opacidad yriesgo que representaban oportunidades de mejora de la gestión pública.Con la utilización de los PIDIREGAS, PEMEX operó como si tuviera un presupuesto adicional alpresupuesto anual autorizado por la Cámara de Diputados, que le permitió desarrollar obras ocontratos fraccionados, los cuales se licitaron, contrataron y ejecutaron con base en la Ley de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos yServicios del Sector Público, en lugar de la Ley General de Deuda Pública y de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Las características que, de conformidad con la normativa vigente, debieron haber tenido losPIDIREGAS son las siguientes:• Ser financiados por un tercero.• Estar concluidos y recibidos a satisfacción.• Generar ingresos suficientes para autofinanciarse.Con las revisiones realizadas por esta entidad de fiscalización en ejercicios anteriores se determinóque no era posible evaluar la productividad y rentabilidad de los proyectos que PEMEX denominabaUnidades Productivas, y que el registro de esos recursos se debería presentar como deuda en laCuenta Pública y en los estados financieros de PEMEX.En el “Procedimiento Administrativo para: Reconocimiento de Unidades Productivas”, emitido por laSubdirección de Administración y Finanzas de Pemex Exploración y Producción (PEP), se define elconcepto de Unidad Productiva como el conjunto de bienes que concluyeron su etapa de construcción,185

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008que estaban en operación y en conjunto se encontraban en condiciones de generar ingresos quepermitieran cumplir con las obligaciones pactadas.Asimismo, en dicho procedimiento se mencionó que la Unidad Productiva tenía asociado el gasto deoperación, la inversión realizada y los financiamientos asociados.En conclusión, se consideró que el término de unidad productiva fue un convencionalismo usado por laSHCP para justificar a PEMEX el alta de un activo parcial dentro de un proyecto PIDIREGAS.Procedimientos de Auditoría1. Verificar que los recursos destinados a los activos de la Unidad Productiva Cantarell 2008-A seobtuvieron de los fideicomisos (desde su creación hasta su conclusión), de conformidad con lacláusula tercera del Convenio de Derivación de Fondos celebrado entre la Secretaría deHacienda y Crédito Público, el Pemex Project Funding Master Trust y Petróleos Mexicanos comogarante, así como con la cláusula décima segunda, inciso v, del Contrato de FideicomisoIrrevocable de Administración F/163.2. Comprobar que los activos que integran la Unidad Productiva Cantarell 2008-A se autorizaron porlas instancias facultadas, conforme a los artículos 5, fracción IV, y 6 de la Ley General de DeudaPública, así como al Procedimiento Administrativo para el Registro ante la Secretaría deHacienda y Crédito Público de las Unidades Productivas PIDIREGAS.3. Verificar que el importe reportado como deuda provenga de líneas de crédito autorizadas, encumplimiento de los artículos 5, fracción IV, y 6 de la Ley General de Deuda Pública, así como delProcedimiento Administrativo para el Registro ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Públicode las Unidades Productivas PIDIREGAS.4. Constatar que los pagos por intereses y capital de la Unidad Productiva Cantarell 2008-A seregistraron contablemente, de conformidad con los artículos 90, 91 y 99 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como 242 y 258 del Reglamento de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.5. Verificar que el monto del activo y de la deuda reconocida por la Unidad Productiva Cantarell2008-A se registró contablemente y se presentó en los estados financieros de Pemex Exploracióny Producción, de conformidad con la NEIFGSP 009-Norma para el Tratamiento Contable de lasInversiones en Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo.186

Sector Energía6. Verificar que el monto de la deuda de la Unidad Productiva Cantarell 2008-A se presentó en laCuenta Pública, de conformidad con los artículos 102 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y 277 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.7. Verificar que la Unidad Productiva Cantarell 2008-A generó los recursos para el pago de lasobligaciones contraídas y asignadas para su construcción, de conformidad con los artículos 18,párrafo último, de la Ley General de Deuda Pública, y 200 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1Sin ObservacionesCon objeto de conocer la forma en que se integraron los activos y pasivos que conformaron la UnidadProductiva Cantarell 2008-A, se analizó la información proporcionada por Pemex Exploración yProducción, a partir de lo cual, se conoció que en el ejercicio 2008, Petróleos Mexicanos (PEMEX)reconoció 24 unidades productivas (conjunto de bienes que concluyeron su etapa de construcción, queestaban en operación y en conjunto se encontraban en condiciones de generar ingresos quepermitirían cumplir con las obligaciones pactadas) por 230,566,831.4 miles de pesos, dentro de las quese encontraba la Unidad Productiva Cantarell 2008-A del Proyecto de Infraestructura Productiva deLargo Plazo, denominado posteriormente Proyecto de Impacto Diferido en el Registro del Gasto(PIDIREGAS) Cantarell de Pemex Exploración y Producción (PEP), por 53,236,079.1 miles de pesos.Dicha unidad productiva se integró de 3,151 bienes, los cuales correspondieron a la adquisición demobiliario, maquinaria, aparatos, instrumentos, herramientas y equipos de cómputo, de controlambiental, de perforación y de transporte; a gastos de operación y mantenimiento de pozos,instalaciones de producción, ductos y plataformas así como a construcción y mantenimiento deedificios.A juicio de esta entidad de fiscalización, ni los 3,151 bienes por sí solos, ni en su conjunto como unidadproductiva, podrían generar ingresos para el pago de sus gastos de operación y mantenimiento ydemás gastos asociados, ya que esos bienes correspondieron a los gastos que por estos últimosconceptos generó todo el PIDIREGAS Cantarell, el cual debió producir ingresos suficientes para elpago de los mismos, por lo que se considera que la unidad productiva citada, por sí sola, no es unPIDIREGAS.187

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Conviene mencionar que aunque dichas unidades productivas cumplieron, en opinión de PEMEX, conlos requisitos de un PIDIREGAS, éstas fueron complemento de un PIDIREGAS que ya había sidodado de alta en ejercicios anteriores, el cual, de conformidad con el artículo 32 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, debería generar ingresos para el pago de susobligaciones fiscales, inversión física y costo financiero del mismo, así como todos sus gastos deoperación y mantenimiento y demás gastos asociados, por lo que esta entidad de fiscalización nocomparte esa opinión, situación que se reforzará con lo mencionado en los resultados subsecuentes.No obstante, con el fin de comprobar que los activos que integran la Unidad Productiva Cantarell 2008-A se autorizaron por las instancias facultadas, se analizó el oficio núm. GFTOS-392/2008 del 7 denoviembre de 2008, con el que la Gerencia de Financiamientos y Análisis de Mercado de PEMEXinformó a la Dirección General Adjunta de Deuda Pública de la Secretaría de Hacienda y CréditoPúblico (SHCP) lo correspondiente a sus obligaciones, así como sus características, dentro de las quese encontraban las siguientes:• Deudor: PEMEX.• Acreedor: Pemex Project Funding Master Trust (Master Trust) y Fideicomiso Irrevocable deAdministración F/163 (F/163).• Fecha de cierre de obra: 19 de noviembre de 2008.• Características del financiamiento:CONDICIONES FINANCIERAS(Miles)Fideicomiso Monto Plazo Tasa Forma de pagoCapitalInteresesMasterTrust3,454,581.1USD18 años 10meses7.85% Trimestral, semestraly al vencimientoAnual, semestral ytrimestralF/163 8,242,924.4 MN 11 años 1 mes 6.34% Al vencimiento ytrimestralSemestral,trimestral ymensualFUENTE: Oficio núm. GFTOS-392/2008 del 7 de noviembre de 2008, emitido por la Gerencia deFinanciamientos y Análisis de Mercado de PEMEX.Asimismo, dicha gerencia anexó al oficio referido la copia de los instrumentos jurídicos (oficios con losque PEMEX confirmó a los bancos fiduciarios del Master Trust y del F/163 que estaba solidariamenteobligado a realizar los pagos correspondientes), las tablas de amortización de las líneas de crédito quefondearon las inversiones de la unidad por conducto del Master Trust y del F/163, así como los188

Sector Energíadocumentos denominados “Schedule A” de ambos fideicomisos (relación de las líneas de créditocontratadas por dichos fideicomisos con otras instituciones bancarias y sus características), e informóque la unidad sería incorporada a la Cuenta Pública 2008.Por su parte, con el oficio núm. 305-I-2-1-306 del 18 de noviembre de 2008, la Dirección GeneralAdjunta de Deuda Pública de la SHCP autorizó a PEMEX contratar con el Master Trust financiamientosexternos por un monto de 3,454,581.1 miles de dólares, equivalentes a 44,993,154.7 miles de pesos,considerando el tipo de cambio de 13.0242 aplicable a la fecha del cierre obra, y tomó nota de losfinanciamientos contratados con el fideicomiso F/163 por 8,242,924.4 miles de pesos para el pago dela unidad productiva, a los cuales les asignó el núm. 30-2008-FP en el Registro de ObligacionesFinancieras, en cumplimiento de los artículos 5, fracción IV, y 6 de la Ley General de Deuda Pública,así como del Procedimiento Administrativo para el Registro ante la Secretaría de Hacienda y CréditoPúblico de las Unidades Productivas PIDIREGAS, autorizado y vigente en el 2008.Conviene mencionar que para que la Gerencia de Financiamientos y Análisis de Mercado informara ala Dirección General Adjunta de Deuda Pública de la SHCP sobre el cierre de la unidad productiva,PEP, de manera previa, por conducto de sus áreas regionales, de la Gerencia de AdministraciónPatrimonial y de Servicios, la Subgerencia de Activo Fijo y la Gerencia de Recursos de Inversión, debióextraer información del Sistema de Aplicaciones y Programas (SAP) de los activos fijos terminados ysus montos, conciliarlos con el auxiliar de activos extraído del mismo SAP, consolidar una base deactivo fijo y validarla, de conformidad con los numerales del 1 al 7 y 11 del ProcedimientoAdministrativo para el Reconocimiento de Unidades Productivas autorizado y vigente en el 2008, enlos que se establecieron las actividades citadas. La base correspondiente al activo fijo de la UnidadProductiva Cantarell 2008-A, proporcionada por PEP, incluía 3,151 bienes por 53,236,079.1 miles depesos, cifra que correspondió con la autorizada por la SHCP (44,993,154.7 miles de pesos del MasterTrust y 8,242,924.4 miles de pesos del F/163).Resultado Núm. 2Sin ObservacionesA fin de verificar que el importe reconocido por Petróleos Mexicanos (PEMEX) como deuda por53,236,079.1 miles de pesos, asignada a la Unidad Productiva Cantarell 2008-A de Pemex Exploracióny Producción (PEP), provino de líneas de crédito autorizadas por la Secretaría de Hacienda y CréditoPúblico (SHCP) y por el Consejo de Administración de PEMEX, correspondientes al Pemex ProjectFunding Master Trust (Master Trust) y al Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163 (F/163), serevisaron los documentos denominados “Schedule A” (relación de las líneas de crédito contratadas pordichos fideicomisos con otras instituciones bancarias y sus características) de ambos fideicomisos,189

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008remitidos por PEMEX a la SHCP, en los que se describieron las líneas de crédito asociadas ofinanciamientos utilizados durante la etapa de adquisición, mantenimiento o construcción de los bienesque integraron la Unidad Productiva Cantarell 2008-A del Proyecto de Infraestructura Productiva deLargo Plazo, denominado posteriormente Proyecto de Impacto Diferido en el Registro del Gasto(PIDIREGAS) Cantarell; así como las tablas de amortización de cada línea de crédito y losinstrumentos jurídicos del 19 de noviembre de 2008 (oficios con los que PEMEX confirmó a los bancosfiduciarios del Master Trust y del F/163 que estaba solidariamente obligado a realizar los pagoscorrespondientes).Con lo anterior se constató lo siguiente:• Del Master Trust provinieron 22 líneas de crédito por 19,514,906.5 miles de dólares, de los cualesse asignaron a la unidad productiva Cantarell 2008-A 3,454,581.1 miles de dólares, equivalentes a254,166,046.1 y a 44,993,154.7 miles de pesos, respectivamente, considerando el tipo de cambiode 13.0242 aplicable al 19 de noviembre de 2008, fecha de cierre de dicha unidad.• Del F/163 provinieron cinco líneas de crédito por 51,499,999.8 miles de pesos, de los cuales seasignaron 8,242,924.4 miles de pesos a esa unidad, como se muestra a continuación:190

Sector EnergíaLÍNEAS DE CRÉDITO ASOCIADAS A LA UNIDAD PRODUCTIVA CANTARELL 2008-ANúm. Código Prestamista o contraparte(Miles de pesos)MontoautorizadoMontoasignadoAño devencimientoPemex Project Funding Master Trust1 MB 01J Bank One & Bank of America 361,122.0 325,018.9 20132 MB 02Bank One, BNP Paribas, Barclays, SociétéGénérale, Santander, Bank of America & 2,956,493.4 2,214,830.3 2010Calyon3 MB 03Société Générale, Bank One, Barclays, BNP,Paribas, Scotiabank1,143,589.9 977,856.9 20134 MB 01G Morgan Stanley AG & Co. Intl Ltd 3,143,411.1 3,143,411.1 20235 MB 01LDeutsche Bank, AG London and Barclays BankPLC17,228,411.8 2,079,647.3 20256MB 01FBISGoldman Sachs & Co. and Morgan Stanley 6,512,100.0 848,735.0 20227 MB 11E Goldman Sachs & Co. and UBS Securities LLC 5,258,468.6 38,501.3 20278 MB 10B Goldman Sachs & Co. and UBS 4,616,779.3 657,281.0 20279 MB 101F N/I 13,024,200.0 2,642,610.2 202310MB101GN/I 13,024,200.0 1,458,710.4 202311MB101EN/I 26,048,400.0 5,151,107.1 202012MB101HN/I 13,024,200.0 1,617,998.0 201713MB101MN/I 19,536,300.0 2,984,298.1 201714MB101CN/I 32,560,500.0 5,189,115.6 201615 MB 101L N/I 26,048,400.0 5,907,092.6 201516MB101DN/I 19,536,300.0 1,451,508.0 201417MB101BN/I 26,048,400.0 3,638,508.4 201218 FP 21 Eksportfinans ASA, Oslo Norway 3,907,260.0 27,110.9 201119 FP 29 HSBC Bank PLC 13,024,200.0 469,272.4 201320 FP 56ABN AMRO Bank NV and the Export- ImportBank of the United States3,256,050.0 1,254,422.8 201521 FP 60Banco Santander Central Hispano, S.A. andthe Export- Import Bank of The United States1,302,420.0 311,278.4 201422 FP63ABN AMRO Bank NV and the Export- ImportBank of the United States2,604,840.0 2,604,840.0 2017Subtotal 254,166,046.1 44,993,154.7Fideicomiso Irrevocable de Administración F/1631 NB 02 Casa de bolsa BBVA Bancomer 4,999,999.8 1,238,819.4 20192 NB 04 Casa de bolsa BBVA Bancomer 4,500,000.0 2,500,511.4 20153 ND 01 N/I 22,000,000.0 246,221.7 20134 ND 02 N/I 10,000,000.0 1,469,152.3 20135 ND 03 N/I 10,000,000.0 2,788,219.6 2013Subtotal 51,499,999.8 8,242,924.4Total 305,666,045.9 53,236,079.1FUENTE: Schedule A del Master Trust y del F/163, asociados a la Unidad Productiva Cantarell 2008-A.N/I No identificable.191

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Por cada línea de crédito o financiamiento, PEMEX elaboró la tabla de amortización correspondiente almonto asignado a la unidad productiva Cantarell 2008-A, la cual se determinó mediante el prorrateo delos recursos obtenidos de diversas líneas de crédito, sin verificar que efectivamente de ellasprovinieron los recursos para pagar los bienes que la conformaron y que PEP desconocía cómo seasignaron, en el que se identificó el mes y año de pago de las amortizaciones e intereses y sus tasasde interés.Con la revisión de los oficios de solicitud de autorización emitidos por PEMEX para realizar lasgestiones y garantizar solidariamente las colocaciones efectuadas por el Master Trust, así como conlos de su autorización, emitidos por la SHCP, se constató que cada una de las líneas de crédito ofinanciamiento contratadas por el Master Trust y asignadas a la unidad productiva Cantarell 2008-Afueron autorizadas por la SHCP, en cumplimiento de los artículos 5, fracción IV, y 6 de la Ley Generalde Deuda Pública, así como del Procedimiento Administrativo para el Registro ante la Secretaría deHacienda y Crédito Público de las Unidades Productivas PIDIREGAS, vigente en el 2008.En el caso de las líneas de crédito provenientes del F/163, se revisaron los oficios con los que PEMEXinformó a la SHCP sobre los financiamientos internos contratados por el F/163 y de la autorización desu Consejo de Administración para celebrar esas operaciones con el carácter de aval, así como losoficios con los que la SHCP tomó nota de los mismos, en cumplimiento del artículo 6, párrafo último,de la Ley General de Deuda Pública, así como del Procedimiento Administrativo para el Registro antela Secretaría de Hacienda y Crédito Público de las Unidades Productivas PIDIREGAS, vigente en el2008.Resultado Núm. 3 Observación Núm. 1En virtud de que Petróleos Mexicanos (PEMEX) y sus organismos subsidiarios sólo podían realizarpagos una vez que recibieran a su satisfacción un bien y éste se encontrara en condiciones de generarlos ingresos que le permitieran cumplir con las obligaciones pactadas y los gastos asociados, deconformidad con el artículo 200 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria, emitieron su normativa interna, en la cual se estableció que se elaborará el denominadoCertificado de Aceptación de Bienes, utilizado por el Administrador del Activo Integral Cantarell dePemex Exploración y Producción (PEP), mediante el cual informó que el 19 de noviembre de 2008recibió a su entera satisfacción 3,151 bienes de infraestructura, correspondientes a la unidadproductiva Cantarell 2008-A, los cuales se encontraban en operación y generando ingresos suficientespara cubrir las obligaciones por 53,236,079.1 miles de pesos.192

Sector EnergíaSin embargo, esa unidad no era un Proyecto de Infraestructura Productiva de Largo Plazo,denominado posteriormente Proyecto de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS), sinoel complemento de otro dado de alta en ejercicios anteriores, por lo que el Certificado de Aceptaciónde Bienes no soportó el cumplimiento de dicha normativa.La unidad productiva Cantarell 2008-A se integró por 3,151 bienes, por 53,236,079.1 miles de pesos,los cuales correspondieron a 13 tipos de bienes, como se muestra a continuación:RESUMEN DE BIENES DE LA UNIDAD PRODUCTIVA CANTARELL 2008-A(Miles)Núm. Descripción CantidaMaster Trust F/163 TotaldUsd MN MN MN1 Edificios 15 15,522.3 202,165.2 17,650.7 219,815.92 Pozos 473 1,573,183.8 20,489,460.1 3,861,399.5 24,350,859.63 Equipo de perforación 25 37,371.2 486,730.4 62,593.1 549,323.54 Instalaciones de194 1,048,526.9 13,656,223.5 2,741,078.5 16,397,302.0producción5 Ductos 326 223,871.6 2,915,748.8 227,366.7 3,143,115.56 Mobiliario 452 971.7 12,655.1 0.0 12,655.17 Equipo de cómputo 804 1,253.8 16,330.3 0.0 16,330.38 Equipo de control68 983.9 12,814.8 0.0 12,814.8ambiental9 Equipo de transporte 33 558.0 7,267.3 0.0 7,267.310 Plataformas 148 510,168.9 6,644,541.8 1,332,835.9 7,977,377.711 Maquinaria 369 32,235.1 419,836.0 0.0 419,836.012 Aparatos e instrumentos 192 8,191.6 106,688.9 0.0 106,688.913 Herramientas 52 1,742.3 22,692.5 0.0 22,692.5Total 3,151 3,454,581.1 44,993,154.7 8,242,924.4 53,236,079.1FUENTE: Base de datos de los bienes que integran la Unidad Productiva Cantarell 2008-A,proporcionada por PEP.De la base de datos se seleccionó una muestra de 132 bienes: 78 de la Región Marina Noreste, 20 dela Región Suroeste, 4 de la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos División Marina y 30de la Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas, por 2,512,903.0 miles de pesos,de los cuales se solicitó la relación de la facturación del valor total de los bienes reportados en la basede datos, así como copia de las facturas pagadas en el ejercicio 2008.De los 132 bienes sólo fue proporcionada la relación de la facturación de 98 de bienes emitida por elSistema de Aplicaciones y Programas (SAP), los cuales correspondieron a 7 aparatos e instrumentos,13 ductos, 36 equipos de cómputo, 2 instalaciones de producción, 16 maquinarias, 13 muebles, 3plataformas, 2 pozos, 2 equipos de control ambiental, 1 equipo de transporte y 3 herramientas, por193

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 200848,432.3 miles de pesos, así como la copia de las facturas pagadas en 2008. Conviene mencionar quelas facturas correspondieron a adquisición de bienes, a excepción de las correspondientes ainstalaciones de producción, pozos y plataformas, ya que fueron por gastos de mantenimiento.Los 34 bienes restantes por 2,464,470.7 miles de pesos correspondieron a plataformas, instalacionesde producción, pozos, equipo de perforación y ductos y no fue proporcionada la relación de lafacturación. La Subgerencia Región Marina Noreste informó que no fue posible integrar toda lainformación solicitada, debido a su complejidad.A fin de comprobar lo anterior, la Región Marina Noreste proporcionó el ejemplo de los pozos AKAL-3087D y AKAL-1025, y se constató que en el SAP se requería consultar diversos módulos paraobtener el número de los documentos contables que a su vez refieren las facturas correspondientes y,en muchos casos, en lugar del número de la factura se encontraba la referencia de subrepartos,concepto que corresponde a las erogaciones de índole indirecta por gastos de administración oservicios que están al servicio de construcción de obras, pero que no se pueden presupuestardirectamente en cada obra por su naturaleza (mano de obra, viáticos, rentas, etc.).De los 98 bienes que se tenían con su relación de facturación emitida por el SAP por 48,432.3 miles depesos, en el módulo “Auditor Activos Fijos” del SAP se constató que los recursos para su pago, por47,614.5 miles de pesos, provinieron del Pemex Project Funding Master Trust (Master Trust) (47,372.2miles de pesos) o del F/163 (242.3 miles de pesos) de enero de 2007 a junio de 2008, de conformidadcon las cláusulas tercera del Convenio de Derivación de Fondos celebrado entre la Secretaría deHacienda y Crédito Público (SHCP), Master Trust y Petróleos Mexicanos como garante, y la décimasegunda, inciso v, del Contrato de Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163.Sin embargo, se determinó una diferencia de 817.8 miles de pesos, debido a que el importe de 21bienes por 46,394.0 miles de pesos, conforme a la relación de facturación emitida por el SAP, nocorrespondió con el consultado en el módulo “Auditor Activos Fijos” del SAP por 45,576.2 miles depesos.Como resultado de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, laSubgerencia Región Marina Noreste aclaró que la diferencia correspondió a variaciones cambiarias,originadas por las fechas que consideró el SAP para el registro contable, así como para el proceso deliquidación al módulo de activo fijo.Conviene mencionar que los bienes de la Unidad Productiva Cantarell 2008-A por sí soloscorrespondieron a gastos de operación y mantenimiento y no constituyeron inversiones eninfraestructura, es decir, no conformaron un PIDIREGAS.194

Sector EnergíaComo resultado de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, PEPproporcionó la copia del oficio núm. 340-A-I-106 del 6 de mayo de 1998, mediante el cual la DirecciónGeneral de Programación y Presupuesto de Energía e Infraestructura de la SHCP autorizó ejercer elprograma de inversiones 1998 del PIDIREGAS “Cantarell”, en el que se estableció que, como parte delas inversiones, se encuentra el conservar y mantener la infraestructura de bienes muebles einmuebles diferentes a los de la infraestructura básica (mantenimiento de plataformas, equipos, pozosy ductos); no obstante, PEP no proporcionó evidencia de que en el programa de inversiones de 2008también se encontraran dichos conceptos.Por otra parte, el SAP no permitió identificar si las líneas de crédito o financiamientos asociados a launidad productiva Cantarell 2008-A, contratadas por el Master Trust y el F/163 de diciembre de 2002 afebrero de 2008, aportaron los recursos utilizados de enero de 2007 a junio de 2008 para el pago delas erogaciones de los bienes terminados que la integraron, ya que éstas fueron asignadas por laGerencia de Financiamientos y Análisis de Mercado, considerando el monto total de la unidadproductiva.En el módulo de activo fijo “AS03” del SAP se consultó el historial de pagos de los 132 bienes y seconstató que 48 bienes (13 ductos, un equipo de cómputo, cuatro equipos de perforación, sieteinstalaciones de producción, una maquinaria, nueve plataformas y 13 pozos), por 930,376.0 miles depesos, presentaron pagos en ejercicios anteriores (del 31 de diciembre de 2001 al 31 de diciembre de2006), de lo que se deduce, conforme a una respuesta proporcionada por PEP, y se comprueba quedichos bienes, con anterioridad, ya se habían integrado como parte de unidades productivas de unPIDIREGAS y que demandaron de enero de 2007 a junio de 2008 erogaciones por concepto derehabilitaciones, modificaciones, adaptaciones o mantenimiento, las cuales fueron cubiertas conrecursos PIDIREGAS y se les asignó para su control el mismo número y denominación del activooriginal ya incluido en otra unidad productiva.En los cuadros “Flujo neto de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo de InversiónDirecta en Operación” de las Cuentas Públicas 2007 y 2008, se reportó la aplicación de los ingresosdel PIDIREGAS Cantarell, como se muestra a continuación:195

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008FLUJO NETO DEL PIDIREGAS CANTARELL DE LOS EJERCICIOS 2007-2008(Miles de pesos)GastosAmortizaciones y InversiónAño IngresosNo programable Flujogastos de operación presupuestaria(intereses)y mantenimiento asociada2007 356,473,600.0 41,016,000.0 100,200.0 12,233,200.0 303,124,200.02008 336,306,200.0 33,231,900.0 610,600.0 12,450,500.0 290,013,100.0FUENTE: Cuadros “Flujo neto de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo deInversión Directa en Operación” de las Cuentas Públicas 2007 y 2008.Con lo anterior se demuestra que aun cuando los ingresos generados por el PIDIREGAS Cantarell seaplicaron en gastos de operación y mantenimiento, no incluyeron los correspondientes a los 48 bienesque ya se habían reconocido en unidades productivas, por 930,376.0 miles de pesos.Acción Promovida08-9-18T4L-02-0332-08-001Promoción de Responsabilidad Administrativa SancionatoriaLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 79, fracciónIV, párrafo primero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15,fracción XV, y 88, fracciones VIII y XII, de la ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, solicita que el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción, en elámbito de sus atribuciones, realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie elprocedimiento administrativo para el fincamiento de las responsabilidades administrativassancionatorias que se deriven de los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestiónrecibieron la Unidad Productiva Cantarell 2008-A, y se aseguró que al 19 de noviembre de 2008 seencontraba generando ingresos suficientes para cubrir las obligaciones contraídas por sufinanciamiento, aun cuando dicha unidad productiva no era un Proyecto de Infraestructura Productivade Largo Plazo, denominado posteriormente Proyecto de Impacto Diferido en el Registro del Gasto(PIDIREGAS), en incumplimiento del artículo 200, párrafo primero, del Reglamento de la Ley Federalde Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.El Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción proporcionará a la Auditoría Superiorde la Federación la respuesta correspondiente.196

Sector EnergíaResultado Núm. 4Sin ObservacionesDe acuerdo con las tablas de amortización de la Unidad Productiva Cantarell 2008-A, que proporcionóPetróleos Mexicanos (PEMEX) a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, las cuales sedeterminaron mediante el prorrateo de los recursos obtenidos de diversas líneas de crédito, sinverificar que de ellas provinieron efectivamente los recursos para pagar los bienes que la conformaron,situación que se observó en el resultado anterior, y que Pemex Exploración y Producción (PEP)desconocía cómo se asignaron, las amortizaciones e intereses de todas las líneas de crédito quePEMEX asoció a dicha unidad productiva, en el ejercicio de 2008 fueron los siguientes:AMORTIZACIONES E INTERESES DE LA UNIDAD PRODUCTIVA CANTARELL 2008-ANOVIEMBRE Y DICIEMBRE DE 2008(Miles)Mes Dólares PesosMaster Trust F/163Amortizaciones Intereses Total Intereses TotalNoviembre 7,509.3 38,074.6 45,583.9 554,961.2 554,961.2Diciembre 23,017.5 174,798.4 197,815.9 104,437.9 104,437.9Total 30,526.8 212,873.0 243,399.8 659,399.1 659,399.1FUENTE: Tablas de amortización de la Unidad Productiva Cantarell 2008-Aproporcionadas por la Gerencia de Financiamientos y Análisis deMercado de PEMEX.De dichas amortizaciones e intereses, como resultado de la reunión de presentación de resultados yobservaciones preliminares, PEP proporcionó copia de las pólizas y auxiliares contables del registro enel Sistema de Aplicaciones y Programas (SAP), en las que se observó lo siguiente:• Las amortizaciones correspondientes al Master Trust se registraron con cargo en la cuenta núm.21340201 “Documentos por Pagar PIDIREGAS al Corporativo NIF-09 Cantarell” y abono en la11060023 “Ingresos y Egresos Virtuales asignaciones USD”, por 30,526.8 miles de dólares,equivalentes a 409,200.6 miles de pesos considerando el tipo de cambio aplicable a los días enque se efectuaron las operaciones. Estos importes formaron parte de la Balanza de Comprobaciónde PEP al 31 de diciembre de 2008, en cumplimiento de los artículos 90, 91 y 99 de la Ley Federalde Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y 242 y 258 del Reglamento de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria.• De los intereses del Master Trust por 212,873.0 miles de dólares, equivalentes a 2,861,459.9miles de pesos considerando el tipo de cambio aplicable a los días en que se efectuaron lasoperaciones y del F/163 por 659,399.1 miles de pesos, PEP informó que el cálculo de la provisión197

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008de los intereses no capitalizables devengados estaba a cargo del área de financiamientos dePEMEX, la cual les enviaba, mediante correo electrónico u oficio, las cantidades que tenían queregistrar bajo ese concepto en el mes correspondiente, cantidades que eran globales o porPIDIREGAS, las cuales no estaban desglosadas por unidad productiva, por lo que no estaba enposibilidad de registrarlos a ese nivel de detalle. Dichas provisiones eran reclasificadas al pasivoreal una vez que el área de financiamientos le informaba mediante oficio de dicha operación.Asimismo, PEP informó que, con los datos proporcionados por el área de financiamientos, registrólos intereses con cargos en las cuentas núms. 21340101 “Intereses no capitalizados proyectoCantarell” y 21340701 “Intereses no capitalizables MTN Cantarell”, y abonos en las cuentas núms.11060006 “Ingresos y egresos virtuales asignaciones”,11060023 “Ingresos y Egresos virtualesasignaciones USD”, en los que no se pudo identificar el registro de los intereses pagados por laUnidad Productiva Cantarell 2008-A, en incumplimiento de los artículos 99 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 258 del Reglamento de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria; sin embargo no se promueve ninguna acción, envirtud de que a partir del 31 de enero de 2009 se eliminó el esquema de los PIDIREGAS enPEMEX, conforme a lo dispuesto en el artículo transitorio cuarto, párrafo sexto, de la Ley Federalde Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Con el fin de verificar el cumplimiento del numeral III “De operación”, apartado “Amortización delCrédito PIDIREGAS por un año”, de la VIN-018/98 “Normatividad para el Registro Contable-Presupuestal de las Operaciones Relacionadas con los Programas y Proyectos de InfraestructuraProductiva con Impacto Diferido en el Gasto Público (PIDIREGAS), Financiados a través de laObtención de Créditos Directos”, vigente en 2008, se solicitaron los comprobantes de pago otransferencias electrónicas de las amortizaciones e intereses de noviembre y diciembre del ejercicio2008, correspondientes a la Unidad Productiva Cantarell 2008-A, y fueron proporcionadas lasinstrucciones emitidas por la Superintendencia de Recursos Financieros de la Tesorería de PEMEX,para que la primera realizara lo siguiente:• Instruir al Bank of New York que traspasara de la cuenta 284899 “Pidiregas BNY Trustee-InvestManager” a la cuenta 284880 “PEMEX-INVESTMENT MSTR TR PIDIREGAS” 1,120,522.1 milesde dólares, que incluyeron 30,526.8 y 212,873.0 miles de dólares de capital e intereses,respectivamente, como pago al Master Trust.• Instruir a JP Morgan cargar en la cuenta 65501590771 “JP Morgan Fid/163 Pemex inversiones” yacreditar al contrato 146455 “JP Morgan Fid/163 Pemex” la cantidad de 2,680,509.9 miles depesos, que incluyeron los 659,399.1 miles de pesos del pago de intereses al fideicomiso F/163.198

Sector EnergíaEstas instrucciones de pago contienen un monto global a pagar al Master Trust y al F/163, sinespecificar el monto que corresponde a cada unidad productiva o a cada PIDIREGAS, dato que seespecifica en un documento formulado por PEMEX.Como resultado de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEMEXproporcionó la copia de los estados de la cuenta núm. 51-50048060-1 del Banco Santander, S.A., denoviembre y diciembre de 2008, así como de la cuenta núm. 870/527175 del Banco Nacional deMéxico, S.A., de diciembre de 2008, en los que se reflejaron los pagos de intereses efectuados en elF/163.Asimismo, PEMEX proporcionó la copia de los estados de la cuenta núm. 36177545 de Citibank denoviembre y diciembre de 2008, en los que se reflejaron los pagos de amortización e interesesefectuados al Master Trust.Resultado Núm. 5Sin ObservacionesCon el fin de verificar que los montos del activo y de la deuda asignados a la Unidad ProductivaCantarell 2008-A, aun cuando no corresponden a un Proyecto de Infraestructura Productiva de LargoPlazo, denominado posteriormente Proyecto de Impacto Diferido en el Registro del Gasto(PIDIREGAS), sino a una ampliación de éste, conforme a lo mencionado en resultados anteriores, seregistraron contablemente de acuerdo con la normativa, se analizaron las tablas de amortización de laslíneas de crédito que la fondearon, a través del Master Trust y del F/163, de las cuales se obtuvo quelos pasivos real, legal y contingente, con sus contracuentas de Activo Real, Activo Provisional y Obraso Bienes en Administración debieron afectarse por 397,587.3, 564,044.6 y 44,031,522.8 miles depesos, respectivamente, conforme a lo siguiente:199

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008INTEGRACIÓN PARA EL REGISTRO CONTABLEDEL CIERRE DE LA UNIDAD PRODUCTIVA CANTARELL 2008-A(Miles)ConceptosMaster F/163USDMNTotalActivo real/Pasivo real 30,526.8 397,587.3 0.0 397,587.3Activo provisional/Pasivo legal 43,307.4 564,044.6 0.0 564,044.6Obras o bienes en administración/Pasivocontingente3,380,746.8 44,031,522.8 8,242,924.4 52,274,447.23,454,581.0 44,993,154.7 8,242,924.4 53,236,079.1FUENTE: Tablas de amortización y tipo de cambio de 13.0242 aplicable al 19 de noviembre de 2008(fecha de reconocimiento de la unidad).Como resultado de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PemexExploración y Producción proporcionó lo siguiente:• La integración del activo real por 30,526.8 miles de dólares, equivalentes a 330,151.3 miles depesos considerando el tipo de cambio aplicable a los días en que se efectuaron las adquisicionesde conformidad con el Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental “Costo Histórico”, cifraque varía respecto de los 397,587.3 miles de pesos referidos en el cuadro, ya que para suelaboración se consideró el tipo de cambio de 13.0242 aplicable en la fecha en que se reconocióla Unidad Productiva Cantarell 2008-A. Los activos se registraron con cargo en las cuentas núms.15170001 “Activo real PIDIREGAS aparatos, herramientas y maquinaria” a 15173127 “PozosExploratorios no exitosos COPF”, de acuerdo con el tipo de bien, y abono en la cuenta núm.21340201 “Documentos por Pagar PIDIREGAS al Corporativo NIF-09 Cantarell” (pasivo real), deconformidad con la NEIFGSP 009-Norma para el Tratamiento Contable de las Inversiones enProyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo.• La integración del activo provisional por 43,307.4 miles de dólares, equivalentes a 463,907.5 milesde pesos considerando el tipo de cambio aplicable a los días en que se efectuaron lasadquisiciones, de conformidad con el Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental “CostoHistórico”, cifra que varía respecto de los 564,044.6 miles de pesos referidos en el cuadro, ya quepara su elaboración se consideró el tipo de cambio de 13.0242 aplicable en la fecha en que sereconoció la Unidad Productiva Cantarell 2008-A. Los activos se registraron con cargo en lascuentas núms. 15200101 “AP Pozos CSM” a 15203127 “AP Pozos Exploratorios no exitososCOPF”, de acuerdo con el tipo de bien, y abono en la cuenta núm. 22051520 “Documentos porpagar al Corporativo Pidiregas a largo plazo” (pasivo legal), de conformidad con la NEIFGSP 009-200

Sector EnergíaNorma para el Tratamiento Contable de las Inversiones en Proyectos de Infraestructura Productivade Largo Plazo.• La integración de las Obras o bienes en administración por 3,380,746.8 miles de dólares,equivalentes a 44,921,736.3 miles de pesos considerando el tipo de cambio aplicable a los días enque se efectuaron las adquisiciones de conformidad con el Postulado Básico de ContabilidadGubernamental “Costo Histórico”, cifra que varía respecto de los 44,031,522.8 miles de pesosreferidos en el cuadro, ya que para su elaboración se consideró el tipo de cambio de 13.0242aplicable en la fecha en que se reconoció la Unidad Productiva Cantarell 2008-A, más 8,242,924.4miles de pesos. Las Obras o bienes en administración se registraron con cargo en las cuentasnúms. 72181001 “Obras o bienes en administración. Pozos” a 721837900 “Contingencias Obras obienes en Administración”, de acuerdo con el tipo de bien, y abono en la cuenta núm. 73189012“Documentos por pagar Corporativo Administración de Obras” (pasivo contingente), deconformidad con la NEIFGSP 009-Norma para el Tratamiento Contable de las Inversiones enProyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo.Resultado Núm. 6Sin ObservacionesCon objeto de verificar que los montos de la deuda y de los compromisos asignados a la UnidadProductiva Cantarell 2008-A, aun cuando no corresponden a un Proyecto de Infraestructura Productivade Largo Plazo, denominado posteriormente Proyecto de Impacto Diferido en el Registro del Gasto(PIDIREGAS), sino a una ampliación de éste, conforme a lo mencionado en resultados anteriores, sepresentaron en la Cuenta Pública de 2008, se analizaron los formatos “Detalle del Presupuesto deEgresos de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS)” y “Compromisos deProyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo de Inversión Directa en Operación”, de lamisma cuenta pública, en los que se identificó que parte de los datos reportados correspondieron alpago de intereses, amortizaciones (pasivo real), pasivo legal y pasivo contingente.Sin embargo, los montos correspondieron a la suma de todos los PIDIREGAS o al nivel del ProyectoCantarell.En la integración de dichos conceptos, para identificar los montos correspondientes a la UnidadProductiva Cantarell 2008-A, se observó lo siguiente:• En el desglose de los intereses por 38,179,982.1 miles de pesos, reflejados en el rubro CostoFinanciero Bruto/Internos/PIDIREGAS del cuadro “Detalle del Presupuesto de Egresos de201

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS)”, no se identifican loscorrespondientes a la Unidad Productiva Cantarell 2008-A, debido a que PEP registró dichosintereses con base en la información que le fue suministrada por el área de financiamientos dePEMEX, cuyas cantidades son globales o por proyecto, en cumplimiento de los artículos 102 de laLey Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 277 del Reglamento de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.• Con el desglose de las amortizaciones por 41,431,023.2 miles de pesos, reflejados en el rubro deInversión Física/Pago de PIDIREGAS del cuadro “Detalle del Presupuesto de Egresos deProyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS)”, y una pantalla SAP seidentificaron importes por un total de 409,200.6 miles de pesos, correspondientes a lasamortizaciones al Master Trust efectuadas en noviembre y diciembre de 2008.• En cuanto al desglose del pasivo legal del proyecto Cantarell por 34,635,232.2 miles de pesos,reflejados en el cuadro “Compromisos de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazode Inversión Directa en Operación”, 586,308.9 miles de pesos correspondieron al pasivo legal dela unidad productiva Cantarell 2008-A, con lo que se verificó el cumplimiento de los artículos 102de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 277 del Reglamento de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.• En relación con el pasivo contingente del proyecto Cantarell por 169,678,400.0 miles de pesos,reflejado en el cuadro “Compromisos de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazode Inversión Directa en Operación”, PEP no proporcionó el desglose que permitiera identificar elcorrespondiente a la unidad productiva Cantarell 2008-A; sin embargo, fue proporcionadaevidencia de su registro contable por 141,623,671.2 miles de pesos (3,380,746.8 miles de dólares,equivalentes a 44,921,736.3 miles de pesos considerando el tipo de cambio aplicable a los días enque se efectuaron las adquisiciones de los bienes, más 8,242,924.4 miles de pesos), el cual es labase para la elaboración de la Cuenta Pública, de conformidad con el artículo 103 de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Resultado Núm. 7Sin ObservacionesA fin de verificar que los ingresos generados por la Unidad Productiva Cantarell 2008-A fueronsuficientes para cubrir las obligaciones referidas, conforme a lo informado por el Administrador delActivo Integral Cantarell de Pemex Exploración y Producción (PEP) con el Certificado de Aceptaciónde Bienes, se revisaron los anexos C “Proyecto Cantarell” y C1 “Unidad Productiva Cantarell 2008-A”202

Sector Energíadel Certificado de Aceptación, en los que para el 2008 se le asignaron ingresos estimados por325,383,264.4 al PIDIREGAS Cantarell y 38,728,428.6 miles de pesos a la Unidad ProductivaCantarell 2008-A, respectivamente, elaborados de acuerdo con los procedimientos implementados porla Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y Petróleos Mexicanos para reconocer bienesparciales como Proyecto de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, denominados posteriormenteProyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS), sin serlo, conforme a lomanifestado en resultados anteriores.Dichos anexos se encuentran mencionados en el numeral II, inciso C, del oficio núm. 305.-065/2001del 22 de marzo de 2001, emitido por la SHCP, en el cual se señaló que para presentar y revisar lainformación relativa al cierre de obra de PIDIREGAS y la solicitud de autorización para contratar yregistrar financiamientos, se debe elaborar la proyección de gastos, ingresos y flujo neto delPIDIREGAS de que se trate.Como resultado de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEPproporcionó y explicó el cálculo de los ingresos estimados por 38,728,428.6 miles de pesos delejercicio 2008 para la Unidad Productiva Cantarell 2008-A, el cual consistió en multiplicar la producciónincremental en términos de barriles de crudo equivalente, por el precio implícito expresado en dólarespor barril de petróleo crudo equivalente. El resultado se multiplicó por el tipo de cambio de 13.0242aplicable al 19 de noviembre de 2008, fecha en la que se reconoció la Unidad Productiva Cantarell2008-A, también informó que la fuente de los datos reportados correspondieron a la producciónincremental expresada en millones de barriles de petróleo crudo equivalente, asociada a la reservaprobada desarrollada produciendo, con corte a mayo de 2008, fecha que correspondió al corte de laUnidad Productiva, aclarando que el importe estimado de ingresos fue antes de impuestos.Con lo anterior se constató que PEP no viene determinando la rentabilidad de la unidad productiva,sólo le asignó ingresos estimados.Con el oficio núm. SAA4.2/CP2008/332/040/2009 del 7 de octubre de 2008, se solicitó la integraciónde los 265,021,415.2 miles de pesos correspondientes a los ingresos de los PIDIREGAS reportados enel “Estado Analítico de Ingresos de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo” de laCuenta Pública 2008 de Pemex Exploración y Producción (PEP), así como la metodología einformación soporte utilizada para estimar los ingresos y elaborar el anexo C1. Al respecto, mediante eloficio núm. PEP-SAF-GCG-1080-2009 del 22 de octubre de 2009, la entidad informó lo siguiente:• El vector de ingresos por producción a comercializar en la Unidad Productiva Cantarell 2008-A secalculó mediante el producto del perfil de producción de reserva remanente probada desarrollada203

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008produciendo (PDP) de crudo, gas y condensados por su perfil de precios asociados al tipo decrudo y multiplicado por el tipo de cambio de esa fecha.• El perfil de producción de la reserva remanente PDP es exclusivamente producción base asociadaa los pozos del proyecto Cantarell, a los cuales se les retiran las inversiones futuras a la fecha decorte de la UP, por lo cual la producción declina de manera acelerada.• Las reservas se clasifican en 1P (probadas), 2P (probables) y 3P (posibles), siendo la PDP una delas componentes de la reserva 1P.Respecto de los 265,021,415.2 miles de pesos reportados en el “Estado Analítico de Ingresos deProyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo” de la Cuenta Pública 2008 de PEP, la entidadfiscalizada informó que el importe correspondió a la suma de las ventas interorganismos, más lasventas exteriores de crudo, menos las cargas fiscales (IVA y otros impuestos) y los impuestos a laexportación, como se muestra a continuación:INTEGRACIÓN DE LAS VENTAS DE BIENES REPORTADAS EN LA CUENTA PÚBLICA 2008(Miles de pesos)ConceptoImportesTotal venta de bienes internos 265,021,415.2Venta de bienes internos (223,981,634.4)Ventas interorganismos 677,045,552.2Carga fiscal (IVA y otros impuestos) (901,027,186.6)Ventas de bienes externos 489,003,049.6Ventas exteriores de crudo 489,071,839.8Impuestos a la exportación (68,790.2)FUENTE: Papel de trabajo de la integración de las ventas de bienes reportadas porPemex Exploración y Producción.Se revisó el Consolidado de Ingresos y Egresos (CODIE) del 2008, proporcionado por la Subdirecciónde Distribución y Comercialización, en el que se reportaron 670,162,456.7 miles de pesos de ventasinterorganismos, y 467,543,385.5 miles de pesos de ventas por exportación, y se detectarondiferencias por 6,883,095.5 y 21,528,454.3 miles de pesos con los montos consignados en los papelesde trabajo de la integración de las ventas de bienes registradas en la Cuenta Pública, proporcionadopor PEP, en infracción de los artículos 90 de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria (actualmente 33 de la Ley General de Contabilidad Gubernamental) y 242 del Reglamentode la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.204

Sector EnergíaAdemás, en el CODIE se observó que los ingresos del Proyecto Cantarell, de las ventasinterorganismos y de exportación de crudo, ascendieron a 173,220,848.8 y 185,314,364.3 miles depesos, respectivamente, pero PEP carece de la información que permita identificar si esos montosincluyeron los generados por la Unidad Productiva Cantarell 2008-A.Al respecto, la entidad informó que no disponía de una función para determinar la contribución de launidad, lo que impidió constatar que la unidad generó los ingresos suficientes para cumplir lasobligaciones contraídas, como se estableció para cualquier PIDIREGAS, tal como se señaló en elCertificado de Aceptación de Bienes, utilizado por el Administrador del Activo Integral Cantarell dePEP.Como resultado de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, PEPinformó que las variaciones entre las cifras del CODIE y las de los papeles de trabajo de la integraciónde las ventas de bienes registradas en la Cuenta Pública se debieron a que estas últimas sereportaron en flujo de efectivo, mientras que las primeras son devengadas.Para sustentar lo anterior, informó que en los estados financieros dictaminados se reportaron ingresospor ventas interorganismos y exteriores de crudo por 670,162,458.0 miles de pesos y 467,589,333.4miles de pesos. La primera cifra coincide con la del CODIE y la segunda difiere por 45,947.9 miles depesos; sin embargo, PEP proporcionó evidencia de que esta diferencia se debió a que se registró unaprovisión de una venta por 97,466.2 miles de pesos, cuya venta real fue por 51,518.3 miles de pesos.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 1 observación(es) que generó(aron) 1 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 1 a Promoción(es) de Responsabilidad Administrativa Sancionatoria.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con laAplicación de Recursos a la Unidad Productiva Cantarell 2008 A, cuyo objetivo consistió en fiscalizar lagestión financiera del financiamiento y aplicación de los recursos obtenidos del Master Trust y delFideicomiso F/163 a la unidad productiva; verificar que el importe reportado como deuda correspondaa las líneas de crédito otorgadas para su construcción; que su registro contable y su presentación en laCuenta Pública se efectuaron de conformidad con la normativa, así como que la unidad genere los205

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008ingresos suficientes para pagar la deuda contraída, se determinó fiscalizar un monto de 2,512,903.0miles de pesos, que representó el 4.7% de los 53,236,079.1 miles de pesos, correspondientes a 3,151bienes que conformaron la Unidad Productiva Cantarell 2008-A, reconocida en 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental, losordenamientos legales, las disposiciones normativas aplicables a la naturaleza de las operacionesrevisadas y a la normativa institucional para la fiscalización de la gestión gubernamental, las cualesrequieren que la auditoría sea planeada y desarrollada de tal manera que permita obtener unaseguridad razonable de que lo revisado, de acuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, nopresenta errores importantes. Esta auditoría se ejecutó mediante pruebas selectivas que se estimaronnecesarias. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sólo ala muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción no cumplió con las disposiciones normativasaplicables al reconocimiento de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, denominadosProyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS), respecto de las operacionesexaminadas, como se precisa en los resultados con observación que se presentan en el apartadocorrespondiente de este informe, donde destaca el siguiente: Pemex Exploración y Producción recibióla Unidad Productiva Cantarell 2008-A, a la que se asignó una deuda por 53,236,079.1 miles de pesos,que representa el 100.0% de la muestra auditada, asegurando que al 19 de noviembre de 2008 seencontraba generando ingresos suficientes para cubrir las obligaciones contraídas por sufinanciamiento, aun cuando dicha unidad productiva, por sí sola, no cumple con los requisitos para serconsiderada un PIDIREGAS y no se le determina su rentabilidad.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.206

Sector EnergíaEn cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 79, fracción II, de la Constitución Política de losEstados Unidos Mexicanos y 16, párrafo cuarto, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas dela Federación, a continuación se incluyen copias íntegras de las justificaciones, aclaraciones y demásinformación presentada por las entidades fiscalizadas.En cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 79, fracción ll, de la Constitución Política de losEstados Unidos Mexicanos y 16, párrafo cuarto, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas dela Federación, en el disco compacto del Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de laCuenta Pública 2008, se reproducen las justificaciones, aclaraciones y demás información presentadapor la(s) entidad(es) fiscalizada(s).Ver anexo 2008-0332-DGAFFA207

208Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008

Sector EnergíaVII.1.7.4.2.Auditoría:Buque-Tanque FPSO del Proyecto Integral Ku-Maloob-Zaap08-1-18T4L-02-0314Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar la gestión financiera de los recursos públicos aplicados a la adquisición; comprobar que sumantenimiento y operación correspondieron a las erogaciones estipuladas en el contrato, que serecibieron los servicios y se encuentran documentados; constatar su rentabilidad y verificar elcumplimiento del registro contable y su presentación en la Cuenta Pública conforme a la normativa.AlcanceUniverso Seleccionado:603,048.4 miles de pesosMuestra Auditada:603,048.4 miles de pesosEl universo seleccionado y la muestra auditada, se integran por 603,048.4 miles de pesos porconcepto de Pago de Inversión Diferida y gastos de Operación y Mantenimiento del FPSO del ejerciciofiscal de 2008, de los cuales se revisó el 100.0%.209

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Partidas, Conceptos, Capítulos, o Aspectos Revisados:ConceptoUNIVERSO Y MUESTRA REVISADOSMiles de pesosUniversoMuestra %Pago por Inversión Diferida280,625.4 280,625.4 100.0Pagos por Operación yMantenimiento 322,423.0 322,423.0 100.0Total603,048.4 603,048.4 100.0FUENTE: Facturas, cálculos para el pago proporcionados por PEP.Áreas RevisadasLa Subdirección de Administración y Finanzas, la Subdirección Región Marina Noreste y en el ActivoIntegral Ku-Maloob-Zaap de Pemex Exploración y Producción.AntecedentesEl 29 de julio de 2005, PEMEX Exploración y Producción (PEP) celebró el contrato número 412005846con la empresa Bergesen Worldwide, LTD. (BWL), por la Adquisición de una Unidad Flotante deProducción, Almacenamiento y Descarga (Floating Production, Storage and Offloading FPSO) yprestación de servicio de su operación y mantenimiento, por 1,134,692.9 miles de dólares, a un plazode 15 años.En la cláusula 25 “Pago” del contrato núm. 412005846, se estableció que PEP deberá cubrir el pagoinicial del 50% del valor del FPSO, a más tardar a los 30 días siguientes a la fecha de aceptación por379,000.0 miles de dólares, los 379,000.0 miles de dólares restantes, los pagaría en 180 pagosmensuales de 2,105.5 miles de dólares, mediante el denominado "Pago por Inversión Diferida".Asimismo, en la cláusula 25.3, se estableció que por Cargos Fijos por Operación y Mantenimiento sepagará un importe mensual de 1,751.1 miles de dólares y otra parte se fijó en moneda nacional por unimporte mensual de 3,980.2 miles de pesos.210

Sector EnergíaProcedimientos de Auditoría1. Verificar que PEP realizó los pagos por inversión diferida correspondientes al ejercicio fiscal de2008, de acuerdo con los términos y condiciones establecidos en la cláusula núm. 25 "Pago" y enel Anexo 1 "Cálculo de Pagos Mensuales" del contrato núm. 412005846.2. Verificar que PEP realizó los pagos por los cargos fijos de Operación y Mantenimiento en dólaresy moneda nacional correspondientes al ejercicio fiscal de 2008, de acuerdo con los términos ycondiciones establecidos en la cláusula núm. 25 "Pago" y en el Anexo 1 "Cálculo de PagosMensuales" del contrato núm. 412005846.3. Verificar que BWL operó y dio mantenimiento al FPSO durante el plazo de servicio en 2008, deconformidad con lo establecido en la cláusula 16 "Operación y Mantenimiento del FPSO, delcontrato núm. 412005846.4. Verificar la rentabilidad del FPSO de la explotación y comercialización del crudo mezcladodurante el ejercicio fiscal del 2008, de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de la LeyGeneral de Deuda Pública.5. Verificar que los pagos efectuados durante el ejercicio 2008, se contabilizaron de conformidadcon el catálogo de cuentas, instructivo de manejo de cuentas y guía contabilizadora vigentes, yque se revelaron en los estados financieros dictaminados, en cumplimiento de los principiosbásicos de contabilidad gubernamental.6. Verificar que los pagos efectuados por PEP se presentaron y registraron en la Cuenta de laHacienda Pública Federal 2008, conforme a la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria.Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1Sin ObservacionesEn la cláusula 25.1 "Precio del FPSO" y en el anexo 1 "Cálculo de Pagos Mensuales" del contratonúm. 412005846, se establece que "… PEP pagará al Proveedor, como pago total por el FPSO, elprecio alzado de EUA $758,000,000.00 (setecientos cincuenta y ocho millones de dólares)". Durante la211

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Cuenta Pública del 2007, PEP cubrió el 50.0% del valor del FPSO, los 379,000.0 miles de dólaresrestantes los pagaría en 180 pagos mensuales de 2,105.5 miles de dólares, mediante el denominado"Pago por Inversión Diferida de acuerdo con los términos y condiciones establecidos en el contrato.Con la finalidad de verificar que PEP realizó los Pagos por Inversión Diferida correspondientes alejercicio fiscal de 2008, de acuerdo con los términos y condiciones establecidos en la cláusula 25"Pago" y en el anexo 1 "Cálculo de Pagos Mensuales del contrato núm. 412005846, se revisaron lasfacturas correspondientes al periodo de diciembre de 2007 a noviembre de 2008 por 29,055.6 miles dedólares, como se muestra a continuación:PAGOS POR INVERSIÓN DIFERIDA DURANTE 2008Miles de dólaresMes Mensualidad Núm. Factura Ejercicio IVA TOTALdel Gasto(1) Diciembre 5-180 0028 2,105.5 315.8 2,421.3(2) Enero 6-180 0031 2,105.5 315.8 2,421.3(3) Febrero 7-180 0044 2,105.5 315.8 2,421.3(4) Marzo 8-180 0051 2,105.5 315.8 2,421.3(5) Abril 9-180 0055 2,105.5 315.8 2,421.3(6) Mayo 10-180 0056 2,105.5 315.8 2,421.3(7) Junio 11-180 0064 2,105.5 315.8 2,421.3(8) Julio 12-180 0065 2,105.5 315.8 2,421.3(9) Agosto 13-180 0070 2,105.5 315.8 2,421.3(10) Septiembre 14-180 0071 2,105.5 315.8 2,421.3(11) Octubre 15-180 0076 2,105.5 315.8 2,421.3(12) Noviembre 16-180 0082 2,105.5 315.82,421.3Total 25,266.0 3,789.6 29,055.6FUENTE: Facturas de BWL.El ejercicio del gasto por Inversión Diferida fue de 25,266.0 miles de dólaresequivalentes a 280,625.4 miles de pesos.En el anexo 1, sección II, "Pagos Mensuales" del contrato, se establece que serán iguales a la sumasiguiente:• Pago por Inversión Diferida.- Corresponde al importe mensual de la amortización del FPSO.• Pago del Cargo Fijo por Operación y Mantenimiento, en dólares o pesos, conceptos a los quese le harán deducciones por consumo en exceso a la Garantía de Consumo de GasCombustible, Quema de Gas en Exceso al máximo permitido y deducción por concepto depenas convencionales, por lo que en la sección II. A, del citado anexo, se establecen lasfórmulas para determinar el Factor de Ajuste de Disponibilidad (FAD), mismo que se calcula212

Sector Energíamediante la fórmula incluida en el Anexo 1 "Cálculo de Pagos Mensuales" y representa ladisponibilidad del FPSO.• El resultado del párrafo anterior debe aplicarse a los pagos que se realicen por InversiónDiferida para determinar el importe neto a pagar.A fin de verificar los cálculos que efectuó PEP para determinar el FAD y que los aplicó a los Pagos porInversión Diferida, se revisaron las bases de los volúmenes de crudos recibidos, mezclados y deexportación, así como de los Reportes Diarios de Operación (RDO) y las memorias de cálculo de losfactores de ajuste por disponibilidad de la operación del FPSO.El periodo revisado comienza con la facturación del mes de diciembre de 2007 cuyo pago se efectuóen enero de 2008, y termina con la del mes de noviembre de 2008 y su pago se realizó en diciembredel mismo año.1. A los 29,055.6 miles de dólares facturados en 2008, se les aplicó el resultado del FADdeterminado por mes de operación y se obtuvieron pagos definitivos por 27,778.3 miles dedólares por la deducción de 12 notas de crédito que emitió BWL por 1,110.6 miles de dólaresmás el IVA por 166.7 miles de dólares, como se muestra continuación.Periodo/MensualidadNúm.FacturaPAGOS DE INVERSIÓN DIFERIDA DE 2008Ejerciciodel GastoPIDMiles de dólaresIVA TOTAL FADFADPID-(PID*FAD)Nota IVACréditoNeto aPagarDiciembre / 5-180 0028 2,105.5 315.8 2,421.3 0.7306 567.2 85.1 1,769.0Enero / 6-180 0031 2,105.5 315.8 2,421.3 0.8994 211.8 31.8 2,177.7Febrero / 7-180 0044 2,105.5 315.8 2,421.3 0.9990 2.1 0.3 2,418.9Marzo / 8-180 0051 2,105.5 315.8 2,421.3 0.9485 108.4 16.3 2,296.6Abril / 9-180 0055 2,105.5 315.8 2,421.3 0.9824 37.1 5.6 2,378.6Mayo / 10-180 0056 2,105.5 315.8 2,421.3 0.9620 80.0 12.0 2,329.3Junio / 11-180 0064 2,105.5 315.8 2,421.3 0.9639 76.0 11.4 2,333.9Julio / 12-180 0065 2,105.5 315.8 2,421.3 0.9994 1.3 0.2 2,419.8Agosto / 13-180 0070 2,105.5 315.8 2,421.3 0.9970 6.3 0.9 2,414.1Septiembre/14- 0071 2,105.5 315.8 2,421.3 0.9903 20.4 3.1 2,397.8180Octubre / 15-180 0076 2,105.5 315.8 2,421.3 1.0000 0.0 0.0 2,421.3Noviembre/16- 0082 2,105.52,421.3 1.00000.0180315.8Total 25,266.0 3,789.60.02,421.329,055.6 1,110.6 166.7 27,778.3FUENTE: Memoria de cálculo para la determinación del FAD, facturas, testigos de pagos.Pago por Inversión Diferida (PID)213

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008De acuerdo con el análisis del cuadro anterior, PEP pagó en tiempo y forma a BWL 27,778.3 miles dedólares equivalentes a 309,675.7 miles de pesos durante 2008 por concepto de "Pago por InversiónDiferida", los cuales fueron transferidos a la cuenta núm. 000158569 de HSBC de BWL, encumplimiento de la cláusula 25 y en la Sección II. A, Anexo 1, del contrato número 412005846.Por otra parte, en los meses de octubre y noviembre de 2008 se pagaron las facturas de BWL núm.0079 y 0083 por un importe total de 11.6 miles de dólares equivalentes a 152.8 miles de pesos, porque el FAD fue mayor de 1(uno) en .0009 y .0039, debido a que PEP envió al FPSO cantidadessuperiores a los volúmenes de crudo máximos indicados, lo que fue pactado con BWL mediante elReporte Diario de Operación, de conformidad con lo establecido en el Anexo 1 "Cálculo de PagosMensuales" del contrato núm. 412005846, que establece que el FAD podrá ser mayor de uno siempreque PEP envíe al FPSO, y el FPSO acepte recibir, cantidades superiores a los volúmenes máximosindicados.PEP registró ese importe como gasto en la cuenta contable núm. 6107 "Operación de CamposPetroleros" y lo consideró como un servicio, de conformidad con lo establecido en el Catálogo deCuentas, y de la Guía Contabilizadora y su Instructivo para el Manejo de Cuentas de Balance y deResultados, vigentes en el ejercicio de la revisión.Resultado Núm. 2 Observación Núm. 1La cláusula 25.3 "Ajuste Mensual a los Cargos Fijos por Operación y Mantenimiento" establece que losCargos Fijos por Operación y Mantenimiento por pagar durante el plazo del servicio serán ajustados deconformidad con las fórmulas establecidas en el anexo 1.Con la finalidad de verificar que los pagos realizados por PEP durante 2008, por concepto de cargosfijos por Operación y Mantenimiento, se efectuaron de conformidad con lo establecido en el anexo 1,sección II, B, (a), el cual establece que el pago del cargo fijo por operación y mantenimiento en dólarescorrespondiente al mes "m", se calculará de acuerdo con la fórmula siguiente:Fórmula: PCFOMDm= CFOMDm *USPPIm *FADm,La fórmula considera los datos siguientes:• PCFOMDm= Pago del cargo fijo por operación y mantenimiento en dólares para el mes.214

Sector Energía• CFOMDm= Cargo fijo por operación y mantenimiento en dólares para el mes ofertado porel proveedor en la propuesta económica.• USPPIm/o= Cociente del U.S. Producer Price Index publicado por el "United StatesDepartment of Labor, Bureau of Labor Statistics", referencia de serie WPU00000000 (sinajuste por estacionalidad), correspondiente al mes anterior al mes, y el mismo índicecorrespondiente a junio de 2005 como mes "0".• FADm = Factor de ajuste por disponibilidad para el mes "m".Por lo tanto, se revisaron los cálculos efectuados para realizar los pagos del periodo de diciembre de2007 a noviembre de 2008 y se obtuvo lo siguiente:CARGO FIJO POR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO EN DÓLARESMiles de dólaresMes Costo FAD *USSPPI ImporteDiciembre 2007 1,751.1 0.7306 1.1627 1,487.5Enero 2008 1,751.1 0.8994 1.1575 1,823.0Febrero 2008 1,751.1 0.9990 1.1717 2,049.7Marzo 2008 1,751.1 0.9485 1.1821 1,963.4Abril 2008 1,751.1 0.9824 1.2191 2,097.2Mayo 2008 1,751.1 0.9620 1.2359 2,081.9Junio 2008 1,751.1 0.9639 1.2735 2,149.5Julio 2008 1,751.1 0.9994 1.3007 2,276.3Agosto 2008 1,751.1 0.9970 1.3325 2,326.3Septiembre1,751.11.2955 2,246.50.99032008Octubre 2008 1,751.1 1.0009 1.2780 2,239.9Noviembre1,751.11.2080 2,123.61.00392008Total 21,013.2 24,864.9FUENTE: Memoria de cálculo, estimaciones.* Cociente del U.S. Producer Price Index publicado en el "UnitedStates department of labor, Bureau Of labor statistics",correspondiente al mes anterior al mes "m", y el mismo índicecorrespondiente a junio de 2005 como mes "0". Por concepto deOperación y Mantenimiento en dólares fue por un importe de21,013.2 miles dólares equivalentes a 274,660.6 miles de pesos.PEP determinó el FAD aplicable a los cargos por Operación y Mantenimiento en dólares del FPSO, deconformidad con lo establecido en el anexo 1 del contrato.BWL presentó a PEP facturas por un total de 28,594.6 miles de dólares, cifra que se integra por24,864.9 miles de dólares, por concepto de Operación y Mantenimiento en Dólares, más el Impuesto alValor Agregado por 3,729.7 miles de dólares.215

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PEP aplicó deducciones de conformidad con lo establecido en las cláusulas 15.3 "Pena por Quema deGas" y 15.2 "Pena por Incumplimiento" así como del anexo 1 "Cálculo de Pagos Mensuales",secciones II. D y II. E, del contrato número 412005846, por un total de 10,270.0 miles de dólares quese integraron por 6,898.3 miles de dólares por quema de gas amargo en exceso al permitido, 2,671.5miles de dólares por concepto de penas convencionales generadas y 700.2 miles de dólares de otrosgastos, los cuales fueron autorizadas por la Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones deExplotación B, como se muestra a continuación:DEDUCCIONES APLICADAS POR PEP A LOS CARGOS FIJOS POROPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE 2008Miles de dólaresDEDUCCIONES APLICADAS POR PEPMesQuemade gasPenas OtrasdeduccionesTotalDiciembre 2007 0.0 1,481.1 0.0 1,481.1Enero 58.5 467.8 0.0 526.3Febrero88.34.4 0.0 92.7Marzo1,497.8239.5 0.0 1,737.3Abril339.179.2 0.0 418.3Mayo0.0176.7 0.0 176.7Junio1,522.1162.5 0.0 1,684.6Julio1,578.32.8 0.0 1,581.1Agosto1,574.513.9 695.5 2,283.9Septiembre239.743.6 4.7 288.0Octubre0.00.0 0.0 0.0Noviembre 0.0 0.0 0.0 0.0Total 6,898.3 2,671.5 700.2 10,270.0FUENTE: Memoria de cálculo, estimaciones.Al total de facturas que presentó BWL por 28,594.6 miles de dólares, PEP aplicó el FAD y lasdeducciones, que durante el ejercicio fiscal de 2008 ascendieron a 10,270.0 miles de dólares, por loque PEP pagó a BWL, 18,324.6 miles de dólares equivalentes a 213,906.2 miles de pesos porconcepto de "Cargo Fijo por Operación y Mantenimiento en Dólares" por el periodo de diciembre de2007 a noviembre de 2008, importe que fue transferido a la cuenta numero 000158569 de HSBC deBWL, en cumplimiento de lo establecido en la cláusula 25.2 "Pago mensual".216

Sector EnergíaEs importante señalar que en los Reportes Diarios de Operación se registró que durante el ejerciciofiscal de 2008 BWL envío al quemador del FPSO 138.345 millones de metros cúbicos (4,885.6 MMPC)de gas amargo por un importe de 20,333.7 miles de dólares, de los cuales 98.685 millones de metroscúbicos (3,485.03 MMPC) por un importe de 15,025.5 miles de dólares se debieron a causasimputables BWL y 39.660 millones de metros cúbicos (1,400.57 MMPC) por un importe de 5,308.2miles de dólares fueron por causas imputables a PEP.Por lo que corresponde al gas quemado por causas imputables a BWL por 15,025.5 miles de dólares,PEP aplicó lo establecido en la cláusula 15.3 "Pena por Quema de Gas" y el Anexo 1 Sección II.D porDeducción por Quema de Gas Amargo en Exceso, se analizó la "Memoria de Cálculo de lasDeducciones por Consumo Excedente de Gas Combustible, Quema de Gas, Pena Convencional yConsumo de Diesel" y una vez que BWL compensó los ahorros contra los excesos en la quema de gasamargo, se determinó que la quema del gas amargo en exceso por un importe de 12,791.7 miles dedólares, de los cuales PEP aplicó como deducción en los pagos a BWL por concepto de Operación yMantenimiento, 6,898.3 miles de dólares y la diferencia por 5,893.4 miles de dólares, fueronabsorbidos por PEP, de conformidad con lo establecido en el Anexo 1 del contrato núm. 412005846,como se muestra a continuación:MESDEDUCCIÓN POR QUEMA DE GAS EN 2008Deducción porQuema Excedentede Gas Amargo en elMes "m"Miles de dólaresPago porInversiónDiferida para elMes "m"Limitado a:Deducciónaplicada a lospagos mensualesDQGm PIDm DQGm=PIDm*.75Enero 58.5 1,893.7 1,420.3 58.5Febrero 88.3 2,103.4 1,577.6 88.3Marzo 1,960.4 1,997.1 1,497.8 1,497.8Abril 339.1 2,068.4 1,551.3 339.1Mayo 0.0 2,025.5 1,519.1 0.00Junio 4,745.3 2,029.5 1,522.1 1,522.1Julio 3,417.6 2,104.2 1,578.3 1,578.3Agosto 1,942.8 2,099.2 1,574.5 1,574.5Septiembre 239.7 2,085.1 1,563.8 239.7Octubre 0.0 2,105.5 1,579.1 0.0Noviembre 0.0 2,105.5 1,579.1 0.0Diciembre 0.0 2,105.5 1,579.1 0.0TOTAL 12,791.7 6,898.3Diferencia 5,893.4FUENTE: Memoria de Cálculo de las deducciones del ejercicio fiscal 2008.La cláusula 15.3 del contrato establece que: "A partir de la Fecha de Aceptación, por cada Millón dePies Cúbicos (MMPCD) de Gas Amargo que, por causas imputables al proveedor, se envíe al217

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008quemador en exceso al 2.0% en promedio permitido, en cualquier periodo de seis meses consecutivosconforme a las Especificaciones Técnicas, el proveedor deberá pagar a PEP una pena convencionalcalculada de conformidad con el anexo 1 del contrato, PEP podrá deducir dicha pena convencional delos pagos que deban ser realizados", en el anexo referido sólo se contempla el cobro de gas quemadoen exceso por un rango de hasta el 75.0% del valor del pago por inversión diferida del mes, es deciresta topado hasta el 75.0% por lo tanto el excedente ya no se cobra, por lo que PEP dejó de recuperar5,893.4 miles de dólares equivalentes a 60,795.5 miles de pesos, en infracción del artículo 50, fracciónI, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria que establece que "Los ejecutoresde gasto podrán celebrar contratos plurianuales de obras públicas adquisiciones y arrendamientos oservicios durante el ejerció fiscal siempre que "justifiquen que su celebración representa ventajaseconómicas o que sus términos y condiciones son más favorables".En las bases de la licitación núm. 18575044-005-05 publicado el 1 de marzo de 2005, en el Anexo 1"Cálculo de Pagos Mensuales" en la sección II.D "Deducción por quema excedente de gas amargo" seconsideró el cobro total de la quema de gas amargo en exceso por causas imputables a BWL, cuandoeste rebasara el promedio permitido del 2.0% en cualquier periodo de seis meses consecutivos, sinembargo, en la cuarta junta de aclaraciones celebrado el 21 de abril de 2005, PEP incorporó el límiteen la deducción por quema de gas amargo en exceso al máximo permitido equivalente al 75.0%.Por lo anterior, la Auditoría Superior de la Federación, solicitó la documentación justificativa ycomprobatoria que explique el por que PEP dejó de recuperar el excedente de quema de Gas Amargoen Exceso.El Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, mediante el oficio núm. PEP-SRMME-AAIKMZ-COPIE-B-948-2009del 14 de julio de 2009 PEP, informó lo siguiente:• Que realizó los pagos con estricto apego a lo establecido en la cláusula 15.3 y en el anexo 1,sección II.D. del contrato núm. 412005846, ya que la pena convencional establecida en elcontrato tiene un máximo permitido de cobro de gas amargo quemado, por lo que dicha penano consiste en el pago total por parte de BWL del gas amargo enviado al quemador, y enningún momento se establece que BWL tenga la obligación de pagar, o que PEP tenga elderecho de cobrar el gas enviado al quemador, sino que únicamente establece una penaconvencional delimitada conforme al anexo 1, por incumplimiento de los servicios referentes ala separación y compresión del gas, e informó que la cantidad de 5,893.4 miles de dólaresreferida como diferencia no es parte de la pena convencional que será cobrada a BWL y, portanto, BWL no tiene obligación de resarcirla, ni PEP de cobrarla, de conformidad con el Anexo1 del contrato.218

Sector EnergíaAsimismo, informó que la cantidad de 5,893.4 miles de dólares no forma parte de la penaconvencional pactada en el contrato, por lo que no tuvo efectos para fines de registro y quesolicitó a BWL la corrección inmediata de los problemas técnicos presentados en sumomento.El Encargado de Despacho de la Coordinación de Ejecución de Proyectos del Activo Integral KuMaloob Zaap de Pemex Exploración y Producción señaló lo siguiente:• Que uno de los objetivos principales por el que PEP celebró el contrato del FPSO con elproveedor Bergesen Worldwide, Ltd., fue obtener la estabilización del crudo para sucomercialización, por que dicha actividad reporta una mayor rentabilidad económica;asimismo, que otra actividad del contrato es la entrega del gas asociado que se deriva de laestabilización del crudo, que reporta una rentabilidad económica menor que lacomercialización del crudo, por ello, en el contrato se buscó el beneficio para que BWL lediera prioridad a la actividad que reporta mayor beneficio económico.Por lo anterior, la deducción por quema de gas en exceso de los límites permitidos porcuestiones de seguridad, se diseñó de tal forma que se castigara relevantemente al BWLpor dicho incumplimiento, pero no para que le motive a suspender la actividad deestabilización del crudo y en consecuencia la de comercialización, lo que habría ocasionadogenerado a PEP daños y perjuicios muy por encima del valor del gas quemado en exceso yno penalizado.• Con respecto a la aplicación del 75.0% en el cálculo de deducciones por quema de gasamargo, se determinó que el balance de las penas y deducciones aplicadas en el mescorrespondiente a BWL por el incumplimiento contra el pago de la cuota establecida en elcontrato, correspondiente al pago de inversión diferida fuera equitativo, es decir, cero, queno tuviera que pagar a PEP por los servicios prestados por el FPSO sin recibir lamensualidad de inversión diferida, motivo por el cual se consideró un límite máximo porquema de gas en exceso el cual se asoció al pago por inversión diferida en el mes.Independientemente que el objetivo del FPSO sea la mezcla del crudo ligero y pesado para laobtención de un crudo de alta calidad, también el gas es parte inherente del proceso, por lo tanto sedeben tomar acciones que eviten o disminuyan la quema de gas en exceso, por fallas técnicas.219

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Acción Promovida08-1-18T4L-02-0314-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en los artículos 79, fracción II, párrafo tercero,de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II; 15, fracción XV, y 88,fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, recomienda quePemex Exploración y Producción tome las medidas pertinentes para prevenir la quema de gas amargoen exceso enviado al quemador, y que Bergesen Worldwide Ltd. cuente con las refaccionesnecesarias con el fin de reducir el envío de gas a la atmósfera por fallas técnicas, en cumplimiento delos artículos 13 y 16 del Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección alAmbiente en materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera y las NormasOficiales Mexicanas y de la cláusula 16 "Reparación y mantenimiento del FPSO".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 3 Observación Núm. 1A fin de verificar el cumplimiento de la cláusula 16.1 "Operación y Mantenimiento del FPSO" queestablece que BWL operará y mantendrá el FPSO durante el plazo de servicio, se analizaron laspenalizaciones que PEP aplicó a los pagos de operación y mantenimiento en dólares y se observó quese aplicaron debido a que se presentaron problemas técnicos que derivaron en la necesidad de enviaral quemador, gas amargo cantidades por encima de lo permitido, por las razones siguientes:• Problemas en el enfriador de gas (marzo).• Cambio de un sello mecánico en el compresor de gas (junio-julio).• Fuga en descarga general de los compresores (agosto).El 18 de marzo de 2008, la Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación Sector"B" presentó una "carta de protesta" dirigida al Capitán de Operación y Mantenimiento del FPSO, en lacual PEP se inconformó contra el equipo, los fletadores o los dueños por los siguientes hechos:220

Sector Energía• "El requerimiento del día 18 de marzo de 2008 a las 11:00 horas fue de 85,000 Barriles porDía (BPD), en la batería de separación del FPSO, la cual venía manejando en los díasanteriores para operar la producción de Zaap - D y Maloob-B, sin embargo, la producción fuede 40,000 BPD en promedio."• "Por falta de operación del compresor de gas".• "Por envío del gas a la atmósfera"."Por lo anterior, Petróleos Mexicanos hizo responsable de las consecuencias y costos extras que seoriginen por la falta de capacidad para el manejo de producción en el FPSO a BWL, a su armadora y aquien resulte responsable".El 10 de julio de 2008, la Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación Sector"B" informó al Director General de Bergesen Worldwide, Ltd., que de acuerdo con los reportes diariosque se reciben a bordo del FPSO, el porcentaje de aprovechamiento del gas comprimido del mes dejunio de 2008 " fue de 62.1% y lo que va del mes de julio ha sido del 63.7%, agravándose estasituación al cierre del día de ayer en un 41.0%". Por lo tanto solicitó que se tomaran las accionespertinentes para hacer lo conducente y aumentar el porcentaje de aprovechamiento de gas recibido enel FPSO.Asimismo, el 28 de agosto de 2008 la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos de laSubdirección de la Región Marina Noreste presentó una "CARTA DE PROTESTA" dirigida al capitánde BWL a bordo del FPSO en la que manifestó lo siguiente:"EN NOMBRE DE PETROLEOS MEXICANOS PROTESTO POR ESTE MEDIO FORMALMENTECONTRA USTED, EL FPSO YÚUM K´AK´NÁAB BAJO SUS ORDENES, SU EQUIPO, LOSFLETEADORES Y/O LOS DUEÑOS DEBIDO A LOS HECHOS SIGUIENTES".• "Debido a la falta de gas de proceso por la operación fuera de los compresores del día25 - AUG-08 EN 20:48 HORAS, fuga en la línea de purga y se mandó todo el gas alquemador".• "Basado en la razón anterior, PETROLEOS MEXICANOS responsabiliza a suscontratistas o dueños, de todas las consecuencias y costos que surjan y se reserva elderecho a tomar acciones subsecuentes como sean necesarias para proteger nuestrosintereses y presentar esto en una fecha futura en cualquier lugar".221

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Es importante comentar que independientemente de las cartas protesta enviadas a BWL, PEP aplicólas penalizaciones de conformidad con lo establecido en la cláusula 15.3 Pena por Quema de Gas y enla sección II.D del Anexo 1 del contrato núm. 412005846 y solicitó a BWL la corrección inmediata delos problemas técnicos presentados en su momento.Por lo anterior, se analizaron los reportes diarios de operación y la Memoria de Cálculo de lasDeducciones por Consumo Excedente de Quema de Gas, correspondiente al ejercicio del 2008, quefueron autorizadas por la Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación B, comose muestra a continuación:BALANCES MENSUALES Y ANUAL DE GAS EN EL FPSO (MMPC) EN 2008Gasamargo Comprim. % Consumo % Amargo % Gas %Gas enviado al quemador porcausa de(l)Mes separado a PEP total comb. total Comprim. total quemador total PEP FPSOMMPC* MMPC % MMPC % MMPC % MMPC % MMPC % MMPC %Ene/08 2,292.60 2,122.11 92.56 103.37 4.51 2,225.48 97.07 67.12 2.93 - - 67.12 2.93Feb/08 2,252.94 2,082.82 92.45 98.04 4.35 2,180.86 96.80 72.08 3.20 - - 72.08 3.20Mar/08 1,908.68 1,247.52 65.36 76.55 4.01 1,324.07 69.37 584.61 30.63 3.69 0.19 580.92 30.44Abr/08 2,069.24 1,825.03 88.20 86.21 4.17 1,911.24 92.36 158.00 7.64 26.32 1.27 131.68 6.36May/08 2,917.81 2,601.85 89.17 97.25 3.33 2,699.10 92.50 218.71 7.50 172.47 5.91 46.24 1.58Jun/08 3,557.89 2,246.39 63.14 88.63 2.49 2,335.02 65.63 1,222.87 34.37 140.26 3.94 1,082.61 30.43Jul/08 3,881.94 2,869.99 73.93 107.09 2.76 2,977.08 76.69 904.86 23.31 185.48 4.78 719.38 18.53Ago/08 3,915.23 2,919.76 74.57 90.47 2.31 3,010.23 76.89 905.00 23.11 307.04 7.84 597.96 15.27Sept/08 3,639.11 3,143.74 86.39 101.02 2.78 3,244.76 89.16 394.35 10.84 248.79 6.84 145.56 4.00Oct/08 3,794.95 3,619.62 95.38 107.70 2.84 3,727.32 98.22 67.63 1.78 33.59 0.89 34.04 0.90Nov/08 3,712.13 3,505.78 94.44 103.81 2.80 3,609.59 97.24 102.54 2.76 96.03 2.59 6.51 0.18Dic/08. 4,045.35 3,758.16 92.90 99.36 2.46 3,857.52 95.36 187.83 4.64 186.90 4.62 0.93 0.02Total 37,987.87 31,942.77 84.09 1,159.50 3.05 33,102.27 87.14 4,885.60 12.86 1,400.57 3.69 3,485.03 9.17m3 1,075.697 904.519 32.833 937.352 138.345 39.660 98.685FUENTE: Reportes diarios de Operación, Memoria de Cálculo.De acuerdo con el análisis del cuadro anterior, se detectó que el FPSO, como parte de los serviciosprestados a PEP en 2008, separó 1,075.697 millones de metros cúbicos (37,987.87 MMPC) de GasAmargo, de los cuales 904.519 millones de metros cúbicos (31,942.77 MMPC), se comprimieron y seenviaron a PEP, el 84.09 % del gas separado; 32.833 millones de metros cúbicos (1,159.50 MMPC) seendulzaron y se utilizaron como combustible en el FSPO, el 3.05% del gas separado; y 138.345millones de metros cúbicos (4,885.60 MMPC) se enviaron al quemador, el 12.86% del gas separado.222

Sector EnergíaConviene señalar que de los 138.345 millones de metros cúbicos (4,885.6 MMPC) de gas amargoseparado enviados al quemador por un importe de 20,333.7 miles de dólares, 98.685 millones demetros cúbicos (3,485.03 MMPC), por un importe de 15,025.5 miles de dólares, se debieron a causasimputables a BWL y 39.660 millones de metros cúbicos (1,400.57 MMPC) por un importe de 5,308.2miles de dólares fueron por causas imputables a PEP, el 9.17 % y 3.69 %, respectivamente, del totalde gas amargo enviado al quemador, como se muestra a continuación:BALANCES MENSUALES Y ANUAL DE GAS EN EL FPSO EN 2008MILES DE DÓLARESGas %Gas enviado al quemador porcausa de(l)Total Miles de dólaresMes quemador total PEP FPSO Preciofactor deGasconversiónPEP FPSOMMPC % MMPC % MMPC % Gas (MPC/MMPC) QuemadorEne/08 67.12 2.93 - - 67.12 2.93 2.75 1000 184.6 0.0 184.6Feb/08 72.08 3.20 - - 72.08 3.20 3.27 1000 235.7 0.0 235.7Mar/08 584.61 30.63 3.69 0.19 580.92 30.44 3.61 1000 2,110.4 13.3 *2,097.1Abr/08 158.00 7.64 26.32 1.27 131.68 6.36 3.76 1000 594.1 99.0 495.1May/08 218.71 7.50 172.47 5.91 46.24 1.58 4.42 1000 966.7 **762.3 204.4Jun/08 1,222.87 34.37 140.26 3.94 1,082.61 30.43 4.75 1000 5,808.6 **666.2 *5,142.4Jul/08 904.86 23.31 185.48 4.78 719.38 18.53 5.33 1000 4,822.9 **988.6 *3,834.3Ago/08 905.00 23.11 307.04 7.84 597.96 15.27 3.74 1000 3,384.7 **1,148.3 *2,236.4Sept/08 394.35 10.84 248.79 6.84 145.56 4.00 3.30 1000 1,301.4 **821.0 480.3Oct/08 67.63 1.78 33.59 0.89 34.04 0.90 2.85 1000 192.7 95.7 97.0Nov/08 102.54 2.76 96.03 2.59 6.51 0.18 2.43 1000 249.2 **233.4 15.8Dic/08. 187.83 4.64 186.90 4.62 0.93 0.02 2.57 1000 482.7 **480.3 2.4Total 4,885.60 12.86 1,400.57 3.69 3,485.03 9.17 1000 20,333.7 5,308.2 15,025.5m3 138.345 39.660 98.685FUENTE: Reportes diarios de Operación, Memoria de Cálculo.* Por los meses de marzo, junio, julio y agosto el costo del gas enviado al quemador por parte BWL fue por13,310.0 miles de dólares.** Por lo que corresponde a PEP por el envío de gas al quemador fue por un importe de 5,100.1 miles dedólares.Los meses críticos en los que se enviaron los volúmenes de gas al quemador por causas imputables aBWL fueron marzo, junio, julio y agosto del 2008, debido a que representaron el 30.44%, 30.43%,18.53% y 15.27%, respectivamente, del volumen de gas amargo separado por un importe total de13,310.2 miles de dólares equivalentes a 137,440.2 miles de pesos, estos porcentajes contrastan conlos obtenidos en octubre 0.90%, noviembre 0.18% y diciembre 0.02% del mismo año del gas amargo223

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008separado y en menor medida con el volumen de gas amargo separado en enero 2.93%, febrero3.20%, abril 6.36%, mayo 1.58% y septiembre 4.00% de dicho año.Conviene señalar que en los meses antes referidos en el párrafo anterior en los que se presentó elmayor volumen enviado al quemador por causas imputables BWL, se presentaron fallas del compresorde gas, periodo en el que PEP emitió las cartas de protesta a BWL.En términos de porcentajes, los volúmenes enviados al quemador por causa de PEP en mayo 5.91%,junio 3.94%, julio 4.78%, agosto 7.84%, septiembre 6.84%, noviembre 2.59% y diciembre 4.62%, y querepresentó un importe total de 5,100.1 miles de dólares, equivalentes a 54,756.3 miles de pesos.Mientras que en enero y febrero fue de 0.0%, marzo 0.19%,, abril 1.27% y octubre 0.89%,respectivamente.Ante la disparidad que mostraron los porcentajes en los diversos meses de 2008, en el grado deaprovechamiento del gas amargo separado, se considera conveniente recomendar que PEP efectúeun análisis para determinar las causas de los volúmenes en exceso de gas amargo enviados alquemador, con énfasis en los meses en que el aprovechamiento del gas amargo (para su envío aPEP) fue pobre, y que en el análisis se evalúen también las causas imputables a PEP que motivaronparte del envío del gas amargo al quemador.Lo anterior, con el fin de tomar acciones preventivas para reducir la quema de gas enviada a laatmosfera en exceso, para asegurar la calidad del aire satisfactoria para el bienestar de la población yel equilibrio ecológico, para no exceder los niveles máximos permisibles de emisión e inmisión, porcontaminantes y por fuentes de contaminación que se establezcan en las normas técnicas ecológicas,en cumplimiento de los artículos 13 y 16 del Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y laProtección al Ambiente en materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera y alas Normas Oficiales Mexicanas.Como resultado de la Reunión de Presentación de Resultados Preliminares, mediante la notainformativa Núm. PEP-SRMNE-AAIKMZ-COPIE-B-1511-2009 del 14 de diciembre de 2009, laCoordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Exportación Sector B, del Activo Integral KuMaloob Zaap de PEMEX Exploración y Producción, informó lo siguiente:• Se realizó el análisis para determinar las causas que motivaron el bajo aprovechamiento delos volúmenes de gas amargo enviados al quemador en el FPSO durante el 2008, así comoevaluar las causas imputables a PEP que motivaron parte del envío del gas amargo alquemador, como se describe a continuación:224

Sector Energía• Los motivos imputables a BWL fueron que durante el periodo del año de 2008, se presentarondiversos problemas técnicos que derivaron en la necesidad de enviar al quemador cantidadesde gas amargo por encima de lo permitido:• Marzo de 2008, se presentó problemas en el enfriador de gas.• Junio y Julio de 2008, se realizó el cambio de un selle mecánico en el compresor de gas.• Agosto de 2008, se tuvo una fuga en la descarga general de los compresores.• Se realizaron las reparaciones de los problemas antes expuestos, obteniendo resultadossatisfactorios en el aprovechamiento del gas en los meses posteriores a los problemastécnicos presentados.Los motivos imputables a PEP se debieron por las siguientes razones:• Variaciones de flujo por movimientos operativos, los cuales se refieren a las accionesrealizadas para llevar a cabo la derivación del aceite crudo al Centro Operativo FPSO y/o aotro Centro de Proceso, con la finalidad de dar cumplimiento a los programas de produccióncomprometidos por la Región Marina Noreste.• Variaciones en la presión de la red de gas de Bombeo Neumático (B.N.), las cuales sonprovocadas por problemas en los compresores que envían el volumen de gas a la red deB.N., es decir que provoca una baja en la presión de la red, por lo que reduce el volumen deaceite crudo extraído por los pozos, mientras que el gas que va asociado a este crudo, por sunaturaleza ocupa el espacio dejado por la reducción del mismo, motivo por el cual llega másgas que aceite crudo al proceso de separación del FPSO, este gas enviado al quemador porno tener la estabilidad necesaria, es decir que hay variaciones para los compresores de gasamargo del FPSO. A estas variaciones se les conoce como bacheo.• El gas de B.N. se utiliza para proporcionar la energía necesaria para poder hacer fluir el aceitecrudo de los pozos, ya que sin esta energía no se podría llevar a cabo la extracción delmismo, a este mecanismo se le conoce como Bombeo Neumático Continuo.• Las acciones que tomaron Pemex Exploración y Producción fueron las siguientes:• Se contempló las instalaciones de Bombas BEC horizontales en Zaap-A y Maloob-A (enenero y julio de 2009 respectivamente), con la finalidad de enviar aceite crudo separado, esdecir, separar el mayor volumen de gas del crudo y así evitar bacheos, con esto se favorece225

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008el aprovechamiento de gas una vez que sus condiciones son estables, es decir que no hayavariaciones al incrementar el aceite separado en el FPSO.• En conjunto con la Coordinación de Diseño de Proyectos, el Área de Operación de Pozos dela Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación Sector B implementólos modelos de optimización de pozos con B.N. con la finalidad de reducir el gas provenientede las Plataformas Maloob-B y Zaap-D, logrando un mayor aprovechamiento del gasmanejado en el FPSO. Estas acciones se realizaron durante el 2008 y se han continuadohaciendo de manera cíclica durante este año 2009.• De igual manera, a nivel Región Marina Noreste, se tomaron acciones para reducir el gasenviado a la atmósfera, la cual es una recomendación realizada por los Comisarios Públicosdel Comité de Control de Auditorías, las cuales se han ido ejecutando y continúandesarrollando nuevas aplicaciones, con la finalidad de lograr las metas propuestas.• Como resultado de los motivos imputables por ambas partes, se obtuvo un promedio de gasenviado al quemador en el año 2008 de 13.12%, sin embargo al realizar las accionesmencionadas tanto por parte de BWL y PEP, se logró incrementar el aprovechamiento de gas,de tal manera que el promedio enviado al quemador en lo que va de este año 2009 se halogrado reducir a un 3.95%.Del análisis de la documentación presentada, se concluye que PEP confirmó que por fallas técnicas seenvió gas en exceso al quemador del FPSO, y que se tomaron acciones para solucionar el problemade inmediato.Durante la Reunión de Presentación de Resultados Finales, Pemex Exploración y Producción presentóel soporte documental de las acciones realizadas por BWL, así como del Anexo de la “Optimización delGas de Bombeo Neumático (B.N.)” que sirvieron para soportar las acciones realizadas por parte dePEP, en el que se constató que BWL tomó acciones de inmediato para solucionar el problema, y PEPimplementó el proyecto de la optimización de gas de Bombeo neumático (B.N.) a partir de septiembrede 2008 en las plataformas de perforación Zaap-A, Zaap-B, Zaap-C, Zaap-D, Maloob-A y Maloob B,mediante el modelo de simulación del sistema integral de producción.Como resultado de la Reunión de Presentación de Resultados Finales, mediante la nota informativaNúm. PEP-SRMNE-AAIKMZ-COPIE-B-1564-2009 del 28 de diciembre de 2009, la Coordinación deOperación de Pozos e Instalaciones de Exportación Sector B, del Activo Integral Ku Maloob Zaap dePEMEX Exploración y Producción, informó lo siguiente:226

Sector EnergíaDurante la reunión de Presentación de Resultados Finales, se solicitó la aclaración de los tiemposque BWL necesitó para las correcciones a los diversos problemas técnicos que derivaron en lanecesidad de enviar gas al quemador durante el periodo del año de 2008, los cuales semencionan a continuación:• “En cuanto a la falla del enfriador de gas comprimido suscitado durante el mes de marzo de2008, fue debido a que se presentaron picaduras internas en los mismos por el uso de aguamarina, la cual es utilizada como medio de enfriamiento del gas. Originando con ello lasustitución de los enfriadores, los cuales fueron solicitados por BWL bajo pedido, utilizando ensu fabricación un material con mayor resistencia al agua marina.• Con relación al cambio del sello mecánico en el compresor de gas suscitado durante junio yjulio de 2008, fue debido a que el sello presentó una fuga de gas amargo, por lo que serequirió la asistencia técnica especializada para hacer el cambio del sello e identificar la causapor la cual se daño, determinando que la fuga se debió a la presión del suministro denitrógeno que se utiliza en la operación normal de este sello, por lo tanto se realizaron lasmodificaciones necesarias a la línea que suministra el nitrógeno para evitar que se volvierapresentar este problema técnico.• La fuga en la descarga general de los compresores presentada durante el mes de agosto de2008, se debió a una fisura en la base de un niple que se encuentra soldado en la tubería dela línea de descarga, por lo que fue necesario sacar de operación los compresores paraproceder a reparar dicha fuga mediante la instalación de dos abrazaderas sobre la fisura a lascuales se les inyectó sellante, realizando posteriormente la prueba de hermeticidad con lafinalidad de reanudar la operación de los compresores.• Las anteriores causas presentadas en los diversos problemas técnicos, son soportadosmediante los reportes correspondientes de cada una de ellas, entregados durante la reuniónde la lectura de la Cédula de Resultados Finales.• Se puede observar que las fallas técnicas presentadas durante el 2008, no fueron fallascomunes en las que se pueden corregir cambiando una refacción de uso cotidiano, siendonecesario que BWL realizara lo siguiente:Traer especialistas técnicos tanto nacionales como extranjeros.227

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Adquirir partes de equipos nuevos, los cuales no se cuenta en el mercado internacional conuna disponibilidad inmediata, por lo que se requirió fabricarse bajo diseño, lo que implica unmayor tiempo para su propia adquisición.Dejar fuera de operación los compresores de gas para realizar las reparaciones ysustituciones requeridas para dar atención a cada uno de los problemas técnicospresentados.”Por lo anterior se concluye que tanto PEP como BWL tomaron acciones para solucionar de inmediatolos problemas técnicos presentados en el FPSO y confirmó que el aprovechamiento de los volúmenesde gas amargo enviados al quemador fueron bajos en los meses de marzo, junio, julio y agosto de2008.Acción Promovida08-9-18T4L-02-0314-08-001Promoción de Responsabilidad Administrativa SancionatoriaLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 79, fracciónIV, párrafo primero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15,fracción XV, y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, solicita que el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción, en elámbito de sus atribuciones, realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie elprocedimiento administrativo para el fincamiento de las responsabilidades administrativassancionatorias que se deriven de los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestiónenviaron al quemador gas amargo en exceso por un importe total de 5,100.1 miles de dólaresequivalentes a 54,756.3 miles de pesos, en los meses de mayo, junio, julio, agosto, septiembre,noviembre y diciembre de 2008, lo que originó que el aprovechamiento del gas (para su envío a PEP)fuera bajo, en incumplimiento de la cláusula 16 "Operación y Mantenimiento del FPSO" del contratonúm. 412005846.El Órgano Interno de Control en Pemex-Exploración y Producción proporcionará a la AuditoríaSuperior de la Federación la respuesta correspondiente.228

Sector EnergíaResultado Núm. 4Sin ObservacionesSe validaron los cálculos que realizó PEP para efectuar el pago de los cargos fijos por Operación yMantenimiento en moneda nacional por el periodo de diciembre de 2007 a noviembre de 2008,tomando en cuenta que el FAD lo determinó, de conformidad con el anexo 1, sección II, B, (b), en elque se establece que el pago del cargo fijo por operación y mantenimiento en moneda nacionalcorrespondiente al mes, se calculará de acuerdo con la fórmula PCFOMP= CFOMPm * MXPPIm *FADm, en la cual se deben considerar los datos siguientes:• PCFOMPm= Pago del cargo fijo por operación y mantenimiento en pesos para el mes.• CFOMPm= Cargo fijo por operación y mantenimiento en pesos para el mes ofertado porel proveedor en la propuesta económica.• MXPPIm/o= Cociente del índice de producción total excluyendo petróleo del índicenacional de precios productor publicado por el Banco de México.• FADm = Factor de ajuste por disponibilidad para el mes "m".PEP aplicó la formula citada y determinó pagos por concepto de Operación y Mantenimiento enmoneda nacional durante el 2008 por 53,532.2 miles de pesos, de la manera siguiente:CARGO FIJO POR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTOMiles de pesosMes COSTO FAD *MXPPI PRECIO Sin IVADiciembre 2007 3,980.2 0.7306 1.1255 3,272.9Enero 2008 3,980.2 0.8994 1.1284 4,039.4Febrero 2008 3,980.2 0.9990 1.1361 4,517.4Marzo 2008 3,980.2 0.9485 1.1475 4,332.1Abril 2008 3,980.2 0.9824 1.1600 4,535.8Mayo 2008 3,980.2 0.9620 1.1687 4,474.9Junio 2008 3,980.2 0.9639 1.1778 4,518.6Julio 2008 3,980.2 0.9994 1.1867 4,720.5Agosto 2008 3,980.2 0.9970 1.1968 4,749.2Septiembre3,980.21.1960 4,714.10.99032008Octubre 2008 3,980.2 1.0009 1.2014 4,786.1Noviembre3,980.21.2191 4,871.21.00392008Total 47,762.4 53,532.2FUENTE: Memoria de Cálculo, estimaciones.* Cociente del Índice de Producción total excluyendo Petróleo delÍndice Nacional de Precios al Productor publicado por el Banco deMéxico del mes anterior al mes "m", y el mismo índicecorrespondiente a junio de 2005 como mes "0".229

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008El índice Nacional de Precios al Productor, publicado por el Banco de México, es un conjunto deindicadores de precios. Su finalidad es la de proporcionar mediciones sobre la variación de los preciosde una canasta fija de bienes y servicios representativa de la producción anual.Conviene señalar que PEP aplicó deducciones conforme a lo establecido en la cláusula 16.2 "Costo dela Operación" y 20.2 "Suministro de Diesel" del contrato número 412005846, por 21,396.6 miles depesos que se integraron por 19,602.2 miles de pesos por el suministro de diesel, 4.1 miles de pesospor concepto de transporte aéreo, generadas durante el ejercicio fiscal del 2008 y 1,790.3 miles depesos de otros gastos, que fueron autorizadas por la Coordinación de Operación de Pozos eInstalaciones de Explotación B, como se muestra a continuación:DEDUCCIONES APLICADAS POR PEP A LOS CARGOS FIJOSPOR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTOMiles de pesosDEDUCCIONES APLICADAS POR PEPMes/Factura Diesel TransporteAéreoOtrosgastosTotalDiciembre 2007/ 0040 2,810.8 0.0 0.0 2,810.8Enero 2008 /0042 3,356.4 0.0 0.0 3,356.4Febrero 2008/ 0046 889.5 0.0 0.0 889.5Marzo 2008 / 0050 3,907.9 0.0 0.0 3,907.9Abril 2008 / 0053 1,061.5 0.0 0.0 1,061.5Mayo 2008/0058 480.3 0.0 0.0 480.3Junio 2008/0063 3,350.5 0.0 0.0 3,350.5Julio 2008/0067 619.7 0.0 0.0 619.7Agosto 2008/ 0068 2,463.9 0.0 1,790.3 4,254.2Septiembre 2008/0074 284.0 4.1 0.0 288.1Octubre 2008/ 0077 104.9 0.0 0.0 104.9Noviembre 2008 / 0080 272.8 0.0 0.0 272.8Total 19,602.2 4.1 1,790.3 21,396.6FUENTE: Facturas BWL, memoria de cálculo, estimaciones.Nota:Las cifras incluyen IVA obtenidas de las facturas de PEP aBW.230

Sector EnergíaBWL presentó a PEP 12 facturas por un total de 61,562.0 miles de pesos que se integran por 53,532.2miles de pesos por concepto de operación y mantenimiento en pesos, más 8,029.8 miles de pesos deIVA, sin embargo, PEP aplicó deducciones a las facturas por 21,396.6 miles de pesos, cifra queincluye 19,602.2 miles de pesos por concepto de "Suministro de Diesel", la cual se facturó deconformidad con la cláusula 20.2 del contrato, conviene señalar que PEP los registró como "Ingresospor servicios prestados a contratistas", más el IVA.PEP pagó en total 40,165.4 miles de pesos durante el ejercicio fiscal de 2008 por concepto de "CargoFijo por Operación y Mantenimiento en pesos" correspondientes al periodo de diciembre de 2007 anoviembre de 2008, cifra que fue transferida a la cuenta de Bergesen Worldwide Ltd., de HSBCnumero de cuenta 021180040391234509, en cumplimiento de lo establecido en la cláusula 25.2 "Pagomensual".Resultado Núm. 5Sin ObservacionesA fin de verificar que los pagos de Inversión Diferida y de Operación y Mantenimiento que realizó PEPdurante 2008 se registraron y presentaron en la Cuenta Pública de 2008, de conformidad con lanormativa aplicable, se analizaron los siguientes documentos.En relación con el pago de inversión diferida se consultó el formato "Compromisos de Proyectos deInfraestructura Productiva de Largo Plazo de Inversión Directa en Operación", y se informó que elProyecto Integral Ku Maloob Zaap reflejó amortizaciones ejercidas por 7,631,290.6 miles de pesos, delas cuales 280,625.4 miles de pesos correspondieron al pago de inversión diferida del FPSO en 2008,cifra que coincidió con la reportada por PEP por ese concepto.Respecto de los gastos de operación y mantenimiento, en la Cuenta de la Hacienda Pública Federalde 2008 se consultó el reporte "Flujo Neto de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazode Inversión Directa en Operación", y se observó que en el Proyecto Integral Ku Maloob Zaap, seregistraron 17,440,341.9 miles de pesos por amortizaciones y gastos de operación y mantenimiento,monto que incluyó 322,423.0 miles de pesos de las erogaciones por concepto de cargos fijos poroperación y mantenimiento del buque tanque FPSO durante 2008, cifra que coincidió con la reportadapor PEP de dicho concepto, en cumplimiento de lo establecido en los artículos 90 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 242 de su reglamento.231

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 6Sin ObservacionesA fin de verificar que los pagos por inversión diferida y de Operación y Mantenimiento efectuados en2008, se contabilizaron de conformidad con lo establecido en el Catálogo de Cuentas, el Instructivo deManejo de Cuentas y la Guía Contabilizadora, se analizó el registro contable en el Sistema deAplicaciones y Productos en el Procesamiento de Datos (SAP R/3), por lo que se refiere al Pago porInversión Diferida y se observó que PEP los registró en la cuenta 1517 "Activo Real PIDIREGAS" por280,625.4 miles de pesos cargando por el importe de las obras terminadas correspondientes a laamortización del compromiso del año en curso y abonando por la misma cantidad en la cuenta 2129"Pasivo Real PIDIREGAS" por el reconocimiento del compromiso del año en curso del pasivoPIDIREGAS. Para cancelar el pasivo, PEP cargó en la cuenta de 2129 "Pasivo Real PIDIREGAS", unmonto de 280,625.4 miles de pesos y abonó la misma cantidad en la cuenta número 1102 "Caja yBancos".En relación con los pagos que realizó por cargos fijos por operación y mantenimiento correspondientesal ejercicio de 2008, PEP registró 322,423.0 miles de pesos en las cuentas núms.1102 "Caja yBancos", 2118 "Contratistas", 2401 "Materiales Recibidos a Precio Estimado", 1212 "IVA Acreditable",6107 "Operación de Campos Petroleros", por el importe de los gastos incurridos en los centros detrabajo por concepto de servicios personales, materiales y servicios generales para la operación decampos petroleros, de conformidad con el Catálogo de Cuentas del 16 de diciembre de 2008, vigenteen el ejercicio en revisión, así como, con su Guía Contabilizadora y su Instructivo para el Manejo deCuentas de Balance y de Resultados y los Principios Básicos de Contabilidad Gubernamental "Baseen devengado" y "Cuantificación en términos monetarios".Los registros contables contaron con facturas, estimaciones, contra-recibos, autorización de pago y elformato "Aceptación de Bienes y Servicios", en cumplimiento de los artículos 89, párrafo primero, de laLey Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y el 241, párrafo primero, de suReglamento. Asimismo, se verificó que las facturas cumplieron con los requisitos que establecen losartículos 29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación, además las facturas de BWL se consultaron enla página del Servicio de Administración Tributaria (SAT), en la opción de "Verificación deComprobantes Fiscales" mismas que se reportan sin observaciones.Resultado Núm. 7Sin ObservacionesCon el fin de verificar la facturación por la comercialización del crudo maya exportado por medio delFPSO durante el 2008, se analizó el Resumen Mensual de Ingresos Obtenidos por la Venta de Crudo232

Sector EnergíaExportado por medio del FPSO, proporcionado por la Subdirección de Distribución y Comercialización,en el que informó que durante 2008 se expidieron 316 facturas por la venta de 143,851,117 barriles decrudo Maya por un valor de 11,677,222.1 miles de dólares, equivalentes a 126,425,293.5 miles depesos, como se muestra a continuación:INGRESOS DEL FPSO EN 2008Miles de dólaresMes Facturas Cantidad blsImporteDólaresEnero 31 14,333,942 1,147,929.5Febrero 21 13,077,899 1,042,343.7Marzo 20 9,457,742 840,368.8Abril 21 9,057,587 835,022.7Mayo 26 10,230,180 1,049,356.7Junio 24 11,386,117 1,272,690.0Julio 26 11,663,473 1,381,664.1Agosto 32 13,018,247 1,402,620.0Septiembre 29 11,571,882 1,060,889.1Octubre 24 13,100,544 852,734.0Noviembre 35 13,664,310 516,007.7Diciembre 27 13,289,194 275,595.8total 316 143,851,117 11,677,222.1FUENTE: Reporte Mensual Ingresos del FPSO.Durante el ejercicio fiscal de 2008, PEP expidió 20 notas de crédito por 262,691.1 miles de dólaresequivalentes a 3,388,714.9 miles de pesos y 17 notas de débito por 92,444.4 miles de dólaresequivalentes a 1,192,533.0 miles de pesos a PMI Comercio Internacional (PMI), por ajustes de precios.Las notas de crédito y de débito que aplicó PEP durante el ejercicio fiscal de 2008 a las facturas decrudo maya exportado por medio del FPSO, se encuentran soportadas de conformidad con lostérminos y condiciones estipuladas en el Contrato de Compraventa de Petróleo Crudo, celebrado entrePemex Exploración y Producción y PMI Comercio Internacional, así como de los procedimientosadministrativos que para tal efecto tiene implementados la Gerencia de Estrategias deComercialización de Hidrocarburos, las causas principales fueron por la aplicación de preciosestimados para cierre mensual y la aplicación de precios provisionales en las órdenes de exportación.Por la facturación de la comercialización del crudo Maya exportado por medio del FPSO durante elejercicio fiscal del 2008, no se aplicaron notas de crédito ni de débito por ajustes en volumen o calidad,en cumplimiento de lo establecido en el Anexo 14 "Información Técnica", apartado 4.4 característicasde crudo mezclado, del contrato núm. 412005846.233

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 8Sin ObservacionesA fin de determinar el impacto de la adquisición del FPSO así como de la prestación de servicios deOperación y Mantenimiento a partir del número de barriles de la producción y del precio del barril quereportó PEP, se determinó el flujo neto de efectivo de mezclado del FPSO correspondiente al ejerciciofiscal de 2008, tomando en cuenta el costo que representó para PEP, es decir, no sólo se consideraronlos crudos, sino también la amortización mensual del precio del FPSO y los cargos por operación ymantenimiento.El objetivo fue obtener elementos que permitieran constatar la rentabilidad de cada uno de los crudospor separado que podrían optimizar el resultado económico de la mezcla en función de las condicionesdel mercado.RESUMEN DE LA OPERACIÓN DEL FPSO DURANTE EL 2008Miles de PesosMesValor de laMB MB (1) MB Costo de laFlujo Neto Amortización Op. y MttoMezclaCrudos Crudos Crudos MezclaS/Costo mensual del mensual delEntregadaLigero Pesado MezclaFPSO FPSO FPSOFlujo NetoEne-08 7,4306,90314,333 12,329,059.7 12,528,596.5 199,536.8 24,529.7 19,285.6 155,721.5Feb-08 8,1224,95513,077 10,573,027.2 11,227,735.6 654,708.4 24,529.7 23,663.6 606,515.1Mar-08 5,8263,6319,457 8,410,518.8 9,021,812.6 611,293.8 24,529.7 26,646.9 560,117.2Abr-08 6,9482,1099,057 8,344,445.6 8,785,820.9 441,375.3 24,529.7 24,870.5 391,975.1May-08 7,5522,67810,230 9,956,575.2 10,959,137.4 1,002,562.2 24,529.7 26,531.8 951,500.7Jun-08 7,2584,12811,386 12,463,323.8 13,147,318.6 683,994.8 24,529.7 25,905.2 633,559.9Jul-08 8,1943,46911,663 13,866,089.3 14,133,263.8 267,174.5 24,529.7 26,684.4 215,960.4Ago-08 8,5104,50813,018 13,894,587.5 14,163,142.7 268,555.2 24,529.7 27,931.2 216,094.3Sep-08 8,4563,11511,571 10,781,051.5 11,263,624.3 482,572.8 24,529.7 29,368.2 428,674.9Oct-08 9,3313,76913,100 10,495,673.1 10,751,953.7 256,280.6 24,529.7 34,817.6 196,933.3Nov-08 8,6345,03013,664 6,613,889.5 6,750,325.0 136,435.5 24,529.7 34,934.6 76,971.2Dic-08 9,2134,07613,289 3,632,327.4 3,692,561.7 60,234.3 24,529.7 33,522.5 2,182.1Total 95,474 48,371 143,845 121,360,568.6 126,425,292.8 5,064,724.2 294,356.4 334,162.1 4,436,205.7FUENTE: Reporte de Base de Crudos Recibidos y Mezclado y Exportación en el FPSO que proporcionó PEP.MB= Miles de Barriles.(1) El valor de los crudos que se mezclan del crudo ligero y del crudo pesado.Como se observa en el cuadro anterior, el valor de la mezcla entregada por el FPSO al cliente PMIComercio Internacional fue por 126,425,292.8 miles de pesos, el costo de la mezcla es por un total de121,360,568.6 miles de pesos y está conformado por la mezcla de crudo ligero y crudo pesado que alcombinar ambos forman el crudo Maya, por lo que al tomar en cuenta las mensualidades de laadquisición y la prestación de servicios para la operación y mantenimiento del FPSO que realizó PEP234

Sector Energíadurante 2008 en la determinación del flujo de efectivo arriba mencionado, se observó que el resultadofinal reflejó un flujo positivo 4,436,205.7 miles de pesos, tomando en cuenta que los precios del crudoconsiderados en la corrida fluctuaron entre $127.94 USD/barril y $29.47 USD/barril, en cumplimientodel artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública, que establece que "Los proyectos a cargo de lasdependencias del Gobierno Federal que requieran financiamientos para su realización, deberánproducir los recursos suficientes para su amortización y las obligaciones que se asuman, en razón deque dichos financiamientos no deberán ser superiores a la capacidad de pago de las entidades delsector público que los promuevan". La rentabilidad del FPSO variara cada año dependiendo de losprecios del petróleo en el mercado.Resultado Núm. 9Sin ObservacionesLa cláusula 32.2 del contrato "Seguros Durante el Plazo del Servicio" establece que "comenzando, eno antes de la primera carga de crudo al FPSO, y hasta el final de un plazo de noventa días contados apartir de lo que ocurra primero entre la conclusión del plazo del servicio o la terminación anticipada deeste contrato, el proveedor deberá mantener en vigor con aseguradoras de prestigio internacionalsatisfactorias para PEP y en forma adicional a cualquier otra cobertura de seguros que las leyesrequieran que sea mantenida por el proveedor, las coberturas de seguros siguientes ":a) Seguro sobre el casco y la maquinaria del FPSO, que cubra todos los riesgos de pérdida,incluyendo enunciativa y no limitativamente el riesgo de guerra y actos terroristas, por un montono menor al valor de reemplazo del FPSO, y con un deducible por incidente no mayor desetecientos cincuenta mil dólares (EUA 750.0 miles de dólares).b) Seguros de protección e indemnización que cubran todas las pérdidas ya sea (i) resultantes decontaminación o (ii) la carga, que no sean por un monto menor de 1,000,000.0 miles de dólares,y con un deducible por incidente no mayor de 100.0 miles de dólares.Con la finalidad de verificar que el BWL cumplió con lo establecido en las cláusulas antes referidas, seanalizaron las pólizas núms. 2610030005431, 2610030005404, 2610030005501 y 2610030010069que contrató con Seguros Inbursa, S.A., y de su análisis se obtuvo lo siguiente:1. La Póliza núm. 2610030005431 asegura la protección de casco y maquinaria sin exclusiónalguna, por un importe de 360,000.0 miles de dólares, y cubre cualquier accidente u ocurrencia,tormentas nombradas, el deducible es por 604.8 miles de dólares por cualquier accidente uocurrencia y 2,343.5 miles de dólares por tormentas nombradas.235

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En relación con la cobertura por daños o pérdidas que se deriven de huracanes nombrados enel Golfo de México, se acordó específicamente con el asegurador que se aplicará una primaadicional a la convenida.2. La Póliza núm. 2610030005404 asegura la indemnización por contaminación por 136,900.0miles de dólares y se integra de la siguiente manera:a) Intereses por el concepto de pérdida total o parcial del casco del FPSO por 90,000.0miles de dólares.b) Intereses sobre la carga por 46,900.0 miles de dólares (en el caso de pérdida de crudopor contaminación).3. La Póliza núm. 2610030005501 por Responsabilidad Civil cubre el concepto de límite único ycombinado por todas y cada una de las responsabilidades, costos y gastos por derrame,contaminación y limpieza de acuerdo con el "Certify of Entry"-Mobile Offshore Unit Entry" núm.302.896 para protección e indemnización por un importe de 1,050,000.0 miles de dólares.4. La Póliza núm. 2610030010069 asegura el casco, la maquinaria, los intereses sobre el casco ylos intereses sobre la carga por Riesgos de Guerra Marítimos, incluyendo la cobertura deGuerra para protección e indemnización por un monto de 496,000.0 miles de dólares.Por lo anterior, se observó que las pólizas antes mencionadas cumplen con lo establecido en lacláusula 32.2 "Seguros durante el plazo del servicio".A la fecha de la revisión (septiembre de 2009), no se había realizado reclamación alguna de losseguros por los conceptos que cubren las pólizas de aseguramiento, las cuales se encontraronvigentes durante 2008.La cláusula 24 "Garantía de Cumplimiento" establece la "Obligación de entregar" una carta de créditocontingente emitida a favor de PEP por la cantidad de 60,000.0 miles de dólares, para garantizar eldebido, adecuado y pleno cumplimiento por parte de BWL de todas sus obligaciones bajo estecontrato, asimismo, la cláusula 24.2 "Forma y duración" establece que la garantía de cumplimientodeberá ser emitida por institución bancaria mexicana autorizada o emitida por un banco extranjero, yválida por periodos de un año, en la inteligencia de que PEP podrá hacer efectivo el monto total de lagarantía de cumplimiento si 30 días antes de su vencimiento no es renovada por BWL.236

Sector EnergíaSe revisó la Garantía de Cumplimiento que proporcionó BWL y se observó que fue contratada con elBanco HSBC Londres, que ampara la cantidad de 60,000.0 miles de dólares, mediante la Carta deCrédito Standby núm. DCSLDI714784 del 4 de agosto de 2005, y el beneficiario es PEMEXExploración y Producción, con fecha de vencimiento del 27 de julio de 2006, la cual fue renovadaautomáticamente con vencimiento al 27 de julio de 2007, de igual manera, se proporcionó la vigenciade la garantía al 29 de julio de 2008, así como la garantía vigente al 29 de julio de 2009, encumplimiento de lo establecido la cláusula 24 "Garantía de Cumplimiento".Resultado Núm. 10Sin ObservacionesCon el fin de verificar el correcto cumplimiento de la cláusula 16.1 Operación y Mantenimiento delFPSO (i) la tramitación y obtención en forma oportuna y el mantenimiento en vigor de todos lospermisos necesarios para que BWL opere y de mantenimiento al FPSO, de conformidad con lostérminos y condiciones del contrato, así como el cumplimiento de todas las obligaciones contenidas enel mismo, incluyendo, enunciativa y no limitativamente, los listados como de su responsabilidad en elAnexo 7, así como cualquier otro no listado en ese anexo pero que sea necesario para llevar a cabo suoperación, al respecto PEP proporcionó los permisos siguientes:237

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PERMISOS Y/O REQUERIMIENTOS PARA LA OPERACIÓN DEL FPSO.Autorización o Requerimiento1 Licencia Ambiental Única, SEMARNAT -05-0022 Cédula de Operación Anual, SEMARNAT -05-0013 Aprobación y registro para el uso de equipos,procesos, métodos de prueba, mecanismos,procedimientos o tecnologías alternativas alas establecidas en las normas oficialesmexicanas en materia ambiental.SEMARNAT-05-005.4 Aviso de inscripción como empresageneradora de residuos peligrosos.SEMARNAT -07-0045 Permiso de combustión a cielo abierto enprácticas contra incendio.6 Reporte semestral de residuos peligrososenviados para su reciclaje, tratamiento,incineración o confinamiento. SEMARNAT-07-005.7 Reporte semestral de residuos peligrososenviados para su reciclaje, tratamiento,incineración o confinamiento SEMARNAT07-007.8 Constancia de no peligrosidad de residuos.SEMARNAT -07-007.9 Registro del plan de manejo de residuospeligrosos10 Titulo de concesión o asignación de aguasnacionales.11 Inscripción en el Registro Público deDerechos de Agua.12 Permisos de descarga de aguas residualesCNA-01-001.AutoridadSEMARNAT.SEMARNAT.SEMARNAT.SEMARNAT.SEMARNAT.SEMARNAT.SEMARNAT.SEMARNAT.SEMARNAT.SEMARNAT.SEMARNATSEMARNAT.Núm. de Registro / OficioAutorizaciónNúm. de registro AmbientalBWLM90400311 *Núm. de identificaciónBWLM90400311Núm. de registro AmbientalBWLM90400311 *Núm. de registro AmbientalBWLM90400311 *Núm. de registro AmbientalBWLM90400311 *Núm. de registro AmbientalBWLM90400311Núm. de registro AmbientalBWLM90400311Núm. de registro AmbientalBWLM90400311Núm. de registro AmbientalBWLM90400311 *Oficio No. BOO.E.61.1-(0300) *Núm. 12CAM107641/30 ES DL08*BO.E.61.1.1-(3048) *13 Modificación del permiso de descarga deaguas residuales. CNA-01-01214 Autorización de permanencia en aguasnacionales a artefacto naval extranjero15 Dictamen por parte de una unidad deverificación autorizada.16 Permiso de radiofrecuencia y comunicaciónvía satélite.SEMARNAT.SCT.BOO.00R13.04.2-001129 *Autorización de permanencia Of.No. AN-007/2007, holograma No.032068SE. Oficio 512.P. 0320-07SCT. Número RCSPR1207-032 *17 Registro de la Comisión Mixta de Seguridad LFTActa Constitutiva de la Comisióne Higiene.Mixta de Seguridad e Higiene. *18 Permiso de generación de energía eléctrica CRE. Núm. E/614/AUT/2007 *FUENTE: Permisos vigentes al 31 de diciembre de 2008 proporcionados por PEP.* Los permisos tienen una duración indefinida y su vigencia terminará por la actualización decualquier disposición jurídica que resulte aplicable.238

Sector EnergíaCon el análisis de los permisos que PEP proporcionó, se determinó que cumplieron con lo establecidoen el anexo 7 del contrato núm. 412005846, así como con el marco normativo requerido por cada unade las autoridades que expidieron el permiso requerido para la operación del FPSO.Resultado Núm. 11Sin ObservacionesEl anexo 9 "Programa de Mantenimiento" del contrato núm. 412005846 establece que se debe hacerun programa de inspección y servicio para el FPSO basado en el requerimiento del programamejorado de estudio de casco de las Sociedad Clasificadora (IACS) para Tanques Petroleros y de lasReglas de Clase de Det Norske Veritas (DNV), para unidades de producción y almacenamiento depetróleo.Con el fin de verificar que se realizó la Inspección del FPSO, de conformidad con lo establecido en elanexo referido, se analizó el primer Informe Anual de Estudio del Casco que emitió DNV, y se observóque el proveedor Bergesen Worldwide, Ltd., solicitó un examen visual general subacuático de loscables de la amarradura, inspección del casco y manguera submarina para la succión de la planta deReverse Osmosis (RO), que fue realizada por una compañía de inspectores SEAMAR DIVERS, INC.,aprobada por la Sociedad Clasificadora Det Norske Veritas (DNV), la cual informó que el examen delos cables de la amarradura fue realizada solamente en el UWS (segmento superior del cable),parcialmente en UCS (segmento de cadena superior), porque no era posible realizar cualquier examenal LWS (segmento de un cable más bajo) y a LCS (un segmento de cadena más bajo), debido a lapoca visibilidad ya que estaban enterradas en el fango, por lo que se recomendó un examen visual adetalle programado para el segundo año de estudio, de conformidad con lo establecido en el programade mantenimiento.Por lo que corresponde al examen visual general del casco, SEAMAR DIVERS, INC., informó que noobservó ningún daño y en el examen de la manguera submarina para la succión de la planta deReverse Osmosis (RO) se encontró satisfactorio.PEP informó, mediante el oficio núm. PEP-SRMNE-AAIKMZ-COPIE-B-1019-2009 del 4 de agosto de2009, que durante el 2008 no se realizó inspección a algún tanque, debido a que el proceso derecepción y exportación constante de crudo en el FPSO evita que se acumulen sedimentos quepuedan contaminar en ellos, sin embargo, se ha efectuado un monitoreo constante mediante losanálisis de calidad que se le realizan al crudo exportado en el FPSO, en los cuales se obtuvieronresultados satisfactorios sin encontrar Iodos y residuos.239

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Conviene señalar que el Programa de Inspección en Servicio para el FPSO se presenta como unprograma estructural de inspección que se basa en el requerimiento del Programa Mejorado deEstudio de Casco de las Sociedades Clasificadoras (IACS) para tanques petroleros y de las Reglas deClase de DNV para Unidades de Producción y Almacenamiento de Petróleo. El programa proporcionaun panorama general de la inspección Estructural del Casco y de la Inspección del Sistema de Amarreque se llevaran a cabo en un periodo de 5 años de forma continua donde se acreditan los estudiosperiódicos.La inspección anual es parte de un programa estructural completo de inspección con duración de 5años. Con base en los resultados existentes de inspección y en el patrón de corrosión el supervisorrevisará todos los puntos de inspección que se incluyen en la lista del programa y las áreas adicionalesque el supervisor considere necesarias durante ese periodo.Los métodos de inspección, así como las ubicaciones, se incluyen en el Programa de Inspección, elcual servirá de referencia para que los operadores puedan planear y preparase antes de que se realicela inspección.El programa de inspección se calendariza de forma que cada año se lleve a cabo cierto número deinspecciones y cada año contribuye a completar el ciclo de 5 años. Conforme envejece la embarcaciónel alcance de la inspección aumenta y se necesitarán más inspecciones a detalle.Por lo anterior, PEP concluyó que la Inspección Visual General en el 2008 se realizó de acuerdo con loestablecido en el apartado 1.4 del "Programa de Inspección en Servicio" del Anexo 9 del contrato núm.412005846, en cumplimiento del Programa Anual de Inspección en Servicio del Casco.Resultado Núm. 12Sin ObservacionesEn la revisión de la cuenta pública de 2007, se detectó que PEP tuvo una discrepancia con BWL por elajuste en el precio del FPSO, debido a que PEP aplicó al pago inicial del 50% del valor del FPSO unadeductiva por 34,426.0 miles de dólares a un tipo de cambio de 11.65 pesos por dólar equivalentes a401,062.9 miles de pesos, de conformidad con la cláusula 40.1 "Ley aplicable" que establece que " elcontrato "…se regirá e interpretará de acuerdo con las leyes federales de México".La aplicación de la deductiva se debe a la exención del impuesto de importación establecido en la Leyde los Impuestos Generales de Importación y Exportación, fracción arancelaria 8905.90.01, publicadaen el Diario Oficial de la Federación el 27 de noviembre de 2006, la cual establece que las Unidades240

Sector Energía(artefactos) flotantes para el procesamiento o tratamiento de petróleo crudo o de gas estarán exentasdel impuesto de importación.En la cláusula 27.1 del contrato "Ajuste estimado", se estableció que "…el precio del FPSO y loscargos fijos por operación y mantenimiento serán ajustados si el proveedor incurre en costos mayoreso menores (incluyendo, sin limitación, cualquier incremento o reducción en la cantidad de impuestosque se requiera sean retenidos de cada pago mensual conforme a las leyes aplicables), en relacióncon el cumplimiento de sus obligaciones derivadas de este contrato a causa de los cambios en la ley,siempre que el valor neto acumulado de dichas variaciones de costos fuese superior a 300.0 miles dedólares en cualquier año…".La discrepancia dio origen a un proceso legal de arbitraje internacional, por lo que se solicitó lasituación que guarda al respecto, la Gerencia Jurídica de Exploración y Producción, mediante el oficionúm. OAG/GJEP/242/2009 del 29 de mayo de 2009, informó que PEP ha realizado los siguientestrámites legales:• Demanda de arbitraje presentada por PEP el 27 de octubre de 2008.• Contestación de demanda y reconvención presentada por Bergesen Worldwide, Ltd.,presentada el 19 de diciembre de 2008.• Contestación a la Reconvención y su escrito de réplica presentada por PEP.• Dúplica presentada por Bergesen Worldwide, Ltd.• Acta de Misión que firmaron ambas partes el 27 de mayo de 2009.PEP solicitó que se determine la procedencia del ajuste del Precio del FPSO a su favor, por el cambioen la Ley, de conformidad con los términos de la cláusula 27 del contrato, sustentado en el “Decretopor el que se modifican diversos aranceles de la Tarifa de la Ley de los Impuestos Generales deImportación y de Exportación…” publicado en el Diario Oficial de la Federación el 27 de noviembre de2006, y solicitó la orden del pago estimado en 66,725.0 miles de dólares menos la cantidad quecompensó por 34,426.0 miles de dólares, además del derecho a deducir son 32,299.0 miles dedólares, por concepto de ajuste en el precio de adquisición del FPSO, y por impuesto no generado porel cambio en la ley, ya que el monto total del ajuste que se reclama debe aplicarse en un solo evento,de conformidad con lo pactado en la cláusula 27.4 del contrato, así como el pago de las cantidadesque resulten por los intereses que se generen por el ajuste, en términos de la cláusula 25.9 delcontrato, así como el pago de costos y gastos en que PEP incurra por la presente controversia.241

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Por su parte, Bergesen Worldwide, Ltd., ha realizado trámites legales alegando que la declaración deque la cláusula de ajuste 27.1 del contrato núm. 412005846 es nula, ineficaz y que la adquisición delFPSO es a precio fijo, debido a que dicha cláusula no permite el ajuste del precio por el cambio de unimpuesto distinto a aquellos que requieran ser retenidos mensualmente, razón por la cual BWL exige elpago inmediato del remanente del Pago de Aceptación retenido indebidamente por PEP, y el pago delinterés moratorio en los términos pactados en la cláusula 25.4 del contrato.Por lo anterior, se concluye que la demanda de Arbitraje Internacional aún no se ha definido en favorde alguna de las partes, debido a que sigue en curso el proceso legal y la autoridad competente no haemitido el fallo final.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 2 observación(es) que generó(aron) 2 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 1 a Recomendación(es) y 1 a Promoción(es) de Responsabilidad AdministrativaSancionatoria.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con el Buque-Tanque FPSO del Proyecto Integral Ku-Maloob-Zaap, cuyo objetivo consistió en fiscalizar la gestiónfinanciera de los recursos públicos aplicados a la adquisición; comprobar que su mantenimiento yoperación correspondieron a las erogaciones estipuladas en el contrato, que se recibieron los serviciosy se encuentran documentados; constatar su rentabilidad y verificar el cumplimiento del registrocontable y su presentación en la Cuenta Pública conforme a la normativa, se determinó fiscalizar unmonto de 603,048.4 miles de pesos, que representa el 100.0% de lo reportado en la Cuenta Pública2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los ordenamientos legales, las disposiciones normativasaplicables a la naturaleza de las operaciones revisadas y a la Normativa Institucional para laFiscalización Superior de la Gestión Gubernamental; las cuales requieren que la auditoría seaplaneada y desarrollada de tal manera que permita obtener una seguridad razonable de que lorevisado, de acuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, no presenta errores importantes. En242

Sector Energíaconsecuencia, existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sólo a la muestra delas operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesa los pagos relacionados por la adquisición, operación y mantenimiento del FPSO y con lo estipuladoen el contrato, excepto por los resultados con observación que se precisan en el apartadocorrespondiente de este informe y que se refiere principalmente a que durante 2008, se determinó elexceso en los volúmenes de gas amargo enviados al quemador por un total de 18,410.3 miles dedólares, integrado por 5,100.1 miles de dólares por causas imputables a PEP y 13,310.2 miles dedólares por causas imputables a BWL, de los cuales se le aplicaron penalizaciones al proveedor por6,898.3 miles de dólares, y PEP absorbió la diferencia de 11,512.0 miles de dólares equivalentes a121,040.5 miles de pesos, que representa el 20.1% de la muestra auditada.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.243

244Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008

Sector EnergíaVII.1.7.4.3.Auditoría:Costos de Explotación y Gastos de Exploración por Investigaciones y Estudios08-1-18T4L-02-0310Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar que los costos y gastos de investigaciones y estudios, se determinaron, registraron ypresentaron en la Cuenta Pública, de conformidad con las disposiciones legales y normativasaplicables para ser deducidas de la base gravable del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos.AlcanceUniverso Seleccionado:3,895,940.0 miles de pesosMuestra Auditada:428,046.8 miles de pesosSe determinó revisar 428,046.8 miles de pesos de costos de explotación de los yacimientos depetróleo crudo o gas natural y gastos de exploración, transportación o entrega de los hidrocarburos,por concepto de investigaciones y estudios (en adelante, costos y gastos por investigaciones yestudios, para efectos de este informe) integrados por 307,890.1 miles de pesos de la Región MarinaNoreste y 120,156.7 miles de pesos de la Región Marina Suroeste, correspondientes a 105operaciones asociadas a 30 contratos por 428,046.8 miles de pesos, que representaron el 11.0% delos 3,895,940.0 miles de pesos reportados por Pemex Exploración y Producción en la base de datosque opera de los costos y gastos por investigaciones y estudios.245

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Áreas RevisadasLa Gerencia de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas, las regionesmarinas Noreste y Suroeste, adscritas a Pemex Exploración y Producción.Procedimientos de Auditoría1. Verificar que la base de datos de costos y gastos por investigaciones y estudios operada porPemex Exploración y Producción (PEP) para las deducciones del Derecho Ordinario sobreHidrocarburos se integró de conformidad con los artículos 254, fracción IV, de la Ley Federal deDerechos, 18, párrafo tercero, de la Ley General de Deuda Pública, y 32 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria.2. Constatar que PEP contabilizó los costos y gastos por investigaciones y estudios, que losregistros auxiliares permiten el control y conocimiento individual de los saldos integrantes de cadacuenta y que estos se reflejaron en la información financiera, de conformidad con los artículos 86,90, 91 y 96 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como 232, 235y 249 de su reglamento y con el Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimientode Disposiciones Legales".3. Comprobar que la entidad fiscalizada contó con los documentos justificativos de sus operacionesrelacionadas con los costos y gastos por investigaciones y estudios, y cumplieron con losrequisitos fiscales, de conformidad con los artículos 86, 89 y 90 de la Ley Federal de Presupuestoy Responsabilidad Hacendaria, 232, 234, 241 y 242 de su reglamento, así como 31, fracción III,de la Ley del Impuesto sobre la Renta, 29 y 29-A fracción I, del Código Fiscal de la Federación, y3, párrafo tercero, de la Ley del Impuesto al Valor Agregado y con el Postulado Básico deContabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".4. Verificar que los costos y gastos se pagaron efectivamente en el ejercicio 2008, de conformidadcon el artículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos.5. Verificar que la contratación de los servicios seleccionados por investigaciones y estudios deexploración y explotación de hidrocarburos se efectuó conforme a los artículos 26, fracción III, 40,párrafo primero, 41, fracción I, y 47 de la Ley de Adquisiciones Arrendamientos y Servicios delSector Público.246

Sector Energía6. Comprobar que la ejecución de los contratos se desarrolló conforme a los artículos 89, 90 y 100de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria así como 241 y 261 de sureglamento.7. Verificar que los pagos efectuados se realizaron conforme al Procedimiento AdministrativoVentanilla Única (Contratistas, Proveedores y Misceláneos), autorizado por la Subgerencia deTesorería de la Gerencia de Recursos Financieros, en marzo de 2007, vigente en el ejercicioauditado.8. Constatar que los costos y gastos por investigaciones y estudios, se reportaron en la CuentaPública de 2008, de conformidad con el artículo 19 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1 Observación Núm. 1De conformidad con el artículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, para la determinaciónde la base del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), serán deducibles los costos,considerándose para tales efectos las erogaciones necesarias para la explotación de los yacimientosde petróleo crudo o gas natural determinados de conformidad con las Normas de InformaciónFinanciera mexicanas, excepto las inversiones a que se refieren las fracciones I, II y III de ese artículo.Los únicos gastos que se podrán deducir serán los de exploración, transportación o entrega de loshidrocarburos. Los costos y gastos se deducirán cuando fuéran efectivamente pagados en el periodoal que corresponda el pago.La Subgerencia de Costos de Pemex Exploración y Producción (PEP) informó un total de costos ygastos deducibles por 81,040,309.8 miles de pesos para 2008. De esa cantidad, se analizó la base dedatos que operó esa subgerencia, proveniente del Sistema de Aplicaciones y Procesamiento de Datos(SAP), correspondiente a los costos y gastos por investigaciones y estudios, relacionados con laexploración y explotación de petróleo crudo y gas natural asociado y no asociado, por 3,895,940.0miles de pesos, el 4.8% del total, monto que correspondió a 35,966 operaciones realizadas por cuatroregiones y la sede, de las que se seleccionó una muestra de 105 operaciones por 428,046.8 miles depesos, el 11.0%, como sigue:247

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008MUESTRA DE COSTOS Y GASTOS POR INVESTIGACIONESY ESTUDIOS, 2008(Miles de pesos)Región Universo MuestraCantidad de Importe Cantidad de Importe %OperacionesOperacionesRegión Norte 10,004 987,121.4 0.0 0.0Región Sur 4,556 932,002.8 0.0 0.0Región Marina Noreste 12,917 888,235.3 65 307,890.1 34.7Región Marina Suroeste 7,172 640,670.6 40 120,156.7 18.8Sede 1,317 447,909.9 - 0.0 0.0Total 35,966 3,895,940.0 105 428,046.8 11.0FUENTE: Base de datos de costos y gastos por investigaciones y estudios proporcionada por la Subgerenciade Costos de PEP.En los registros de la base de datos se identificó que de las 35,966 operaciones, PEP registró 30,334por 3,016,125.1 miles de pesos, como realizadas con recursos del Fideicomiso Master Trust (sociedadMT01); 998 por 232,340.1 miles de pesos, con recursos del Fideicomiso Nacional F-163 (sociedadMTN); 4,624 operaciones por 647,474.8 miles de pesos, con recursos de PEP, y 10 correspondieron aregistros que tuvieron un importe de cero pesos.A fin de verificar que los costos y gastos por investigaciones y estudios, por 3,895,940.0 miles depesos, que se incluyeron en la base de datos de costos y gastos por 81,040,309.8 miles de pesos, sededujeron en la declaración anual del pago del DOSH de 2008, de conformidad con el artículo 254,fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, se revisaron las declaraciones anual y complementarianúmero uno, presentadas el 31 de marzo y 21 de agosto de 2009, respectivamente, y se constató queen la declaración anual se reportó sin importe el concepto C.1 “Costos y Gastos” en el apartado“Deducciones autorizadas”, y en la declaración complementaria número uno se dedujeron55,803,029.8 miles de pesos, monto menor en 25,237,280.0 miles de pesos.Asimismo, con los documentos “Resumen de deducciones para el nuevo régimen fiscal por el ejercicio2008” y “Deducciones de costos y gastos del régimen fiscal enero-octubre 2008”, emitidos por laGerencia de Recursos Financieros, se constató que el importe presentado en la declaración sólocomprende dicho periodo, en incumplimiento del artículo 254, fracción IV, de la Ley Federal deDerechos.Cabe señalar que con motivo del Decreto por el que se Reforman y Adicionan Diversas Disposicionesde la Ley Federal de Derechos, relativo al Régimen Fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en elDiario Oficial de la Federación del 13 de noviembre de 2008, se reformó el artículo 261, párrafosprimero y segundo, y se adicionaron los artículos 257 Bis, 257 Ter, 257 Quáter, 257 Quintus; 257Sextus; 258 Bis y 259 Bis, en los que destaca la entrada en vigor de los derechos sobre Extracción de248

Sector EnergíaHidrocarburos (DSEH), Especial sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec(DESHPC) y Especial sobre Hidrocarburos para Campos en Aguas Profundas (DESHAP), cuyadeterminación se realiza a partir del valor del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año de loscampos en el Paleocanal de Chicontepec y de los campos en aguas profundas.Como parte de la determinación de la base de los dos últimos derechos mencionados, en los artículos257 Ter, fracción IV, y 257, Quáter, fracción V, se establece que serán deducibles, entre otrosconceptos, los costos y gastos, considerándose como costos las erogaciones necesarias para laexplotación de los campos de extracción de petróleo crudo o gas natural determinados de conformidadcon las Normas de Información Financiera mexicanas, excepto las inversiones que se indican en losmismos artículos, y como gastos los de exploración, transportación o entrega de los hidrocarburos. Enlos mismos artículos se establece que los montos que se deduzcan conforme a ellos, no podrándeducirse en términos del artículo 254 de la Ley Federal de Derechos, es decir, el aplicable a ladeterminación del DOSH.Al respecto, con el oficio núm. GEFIS-05-1434/2008 de 18 de diciembre de 2008, Petróleos Mexicanos(PEMEX) solicitó autorización ante la Administración Central de Normatividad de GrandesContribuyentes del Servicio de Administración Tributaria (SAT) para que “Se autorice a PetróleosMexicanos para que por conducto de Pemex Exploración y Producción (PEP), determine el entero delDerecho sobre Extracción de Hidrocarburos, Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos enel Paleocanal de Chicontepec y Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en AguasProfundas, durante los ejercicios fiscales de 2008 y 2009, conforme a los volúmenes de extraccióndisponibles que registran sus sistemas operativos, en la inteligencia de que una vez que PEP hayarealizado las adecuaciones a sus sistemas conforme al requerimiento de la Ley Federal de Derechos,o sea, contemplando los costos, gastos e inversiones por cada campo, presentará las declaracionescomplementarias con los ajustes correspondientes”.En respuesta, con el oficio núm. 900 02 04 02-2009-124 del 20 de febrero de 2009, la Administraciónde Normatividad de Grandes Contribuyentes “4” del SAT autorizó a PEMEX, para que por conducto dePEP, determinara el entero de dichos derechos, conforme a los volúmenes que registraran sussistemas operativos, en el entendido de que una vez realizadas las adecuaciones necesarias a dichossistemas, se ajustaran las cifras y presentaran las declaraciones complementarias quecorrespondieran; dicha autorización comprendió el periodo noviembre 2008 a junio 2009.Adicionalmente, con el oficio núm. GEFIS-05-0669/2009 del 12 de junio de 2009, PEMEX solicitó a laAdministración Central de Normatividad de Grandes Contribuyentes del SAT, autorización de prórrogaal 31 de diciembre de 2009, para determinar, por conducto de PEP, el entero del DSEH, el DESHPC yel DESHAP durante los ejercicios fiscales de 2008 y 2009, conforme a los volúmenes de extracción249

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008disponibles que registraban sus sistemas operativos, en la inteligencia de que una vez que PEPconcluyera las adecuaciones a sus sistemas para cumplir con lo exigido en la Ley Federal deDerechos, es decir contemplando los costos, gastos e inversiones por cada campo, presente lasdeclaraciones complementarias correspondientes. Con el oficio núm. 900 03-01-2009-49986 del 27 denoviembre de 2009, la Administración de Normatividad Internacional “1” de la Administración Centralde Normatividad Internacional adscrita a la Administración General de Grandes Contribuyentes delServicio de Administración Tributaria resolvió que no procede autorizar la prórroga solicitada, en virtudde que dicha unidad administrativa considera que la demora en la adecuación de los sistemas dereferencia es imputable a PEP.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares el 6 deenero de 2010, PEP informó lo siguiente:“1. En el Diario Oficial de la Federación de fecha 13 de noviembre de 2008 se publicó el ‘Decreto por elque se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimenfiscal de Petróleos Mexicanos’ estableciendo en los artículos 257 Bis y 257 Ter la creación de losderechos: sobre extracción de hidrocarburos (DSEH) y especial sobre hidrocarburos para campos enel Paleocanal de Chicontepec (DESHPC).2. El 14 de noviembre de 2008 entró en vigor el decreto señalado en el punto anterior.3. A fin de estar en posibilidades de determinar las deducciones, se está desarrollando un sistemadeducibles fiscal que a la fecha no ha concluido.4. Tan pronto se tenga el sistema a que nos referimos en el punto 3 anterior, se procederá a laelaboración de la declaración complementaria respectiva”.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0310-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en los artículos 79, fracción II, párrafo tercero,de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción II, 15, fracción XV y 88,fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, recomienda quePemex Exploración y Producción establezca los sistemas de información para identificar con precisiónlas deducciones por concepto de costos para la explotación de yacimientos de petróleo crudo o gasnatural y gastos de exploración, transportación o entrega de los hidrocarburos, aplicables a la250

Sector Energíadeterminación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, en cumplimiento del artículo 254, fracciónIV, de la Ley Federal de Derechos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 2 Observación Núm. 1A fin de verificar el origen de los recursos con los que Pemex Exploración y Producción (PEP) pagó loscostos y gastos por investigaciones y estudios, se revisaron 65 documentos contables (pólizas deregistro del Sistema de Aplicaciones y Procesamiento de Datos) de la Región Marina Noreste por307,890.1 miles de pesos, y 40 documentos contables de la Región Marina Suroeste por 120,156.7miles de pesos, como se muestra a continuación:a) Región Marina Noreste (RMNE).Con los 65 documentos contables registrados como provenientes de la RMNE, se constató que de 8por un total de 30,850.3 miles de pesos, 7 por 27,237.6 miles de pesos y uno por 3,612.7 miles depesos, fueron pagados con recursos del Fideicomiso Master Trust (sociedad MT01) y FideicomisoNacional F-163 (sociedad MTN), respectivamente; además, fueron generados por otras regiones (6 enla Región Marina Suroeste y 2 en la Región Sur), ya que las facturas pueden ser recibidas por laVentanilla Única de PEP que se especifique en la cláusula “facturación” de los contratos, la entidadfiscalizada informó que los servicios fueron proporcionados a la RMNE y que para el registro contablese utiliza la misma normatividad para todas las regiones. Asimismo, proporcionó copia de la cláusuladel contrato correspondiente donde especifica que los pagos deben realizarse en la Ventanilla Únicade Villahermosa, Tabasco.Además, en el ejercicio de 2008 se cancelaron cinco documentos contables por 25,058.1 miles depesos, cuatro de ellos porque cambiaron el recurso con el que se pagarían de sociedad MT01 asociedad MTN, el quinto documento se canceló porque la factura fue rechazada por la Gerencia dePlaneación y Evaluación, ya que afectaba a dos proyectos, es decir, el pago no se realizó.Sin considerar los 5 documentos cancelados, los 60 documentos contables restantes por 282,832.0miles de pesos de la RMNE, 56 se pagaron con recursos de la sociedad MT01 y 4 con recursos de lasociedad MTN, con cargo en dos Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo(PIDIREGAS).251

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008b) Región Marina Suroeste (RMSO).En los 40 documentos contables por 120,156.7 miles de pesos, registrados como provenientes de laRMSO, se observó que 5, por 11,779.0 miles de pesos, fueron pagados con recursos del presupuestoasignado a PEP, y 30, por 91,744.2 miles de pesos, se pagaron con recursos de ProyectosPIDIREGAS, provenientes de las sociedades MT01 y MTN.En el ejercicio de 2008 se cancelaron cinco documentos por 16,633.5 miles de pesos; en cuatro deellos se cambió el origen del recurso con el que se pagaron, es decir, de la sociedad MT01 a lasociedad MTN, y uno, el número 5120530957, por 1,222.6 miles de pesos, se canceló el 10 de octubrede 2008 porque se trataba del pago de una operación realizada a través de Integrated Trade Systems,Inc. (ITS), y se corrigió con la elaboración del documento contable correspondiente.De las 30 operaciones pagadas con recursos de PIDIREGAS, 27 se cubrieron con recursos de lasociedad MT01, y 3 de la sociedad MTN.En resumen, las regiones marinas Noreste y Suroeste cancelaron documentos contables por 41,691.6miles de pesos, pagaron costos y gastos por investigaciones y estudios de 11,779.0 miles de pesoscon recursos del presupuesto de PEP, así como 282,832.0 miles de pesos y 91,744.2 miles de pesoscon recursos de las sociedades MT01 y MTN, respectivamente.Conforme a lo expuesto, se realizaron deducciones de pagos provenientes de recursos dePIDIREGAS, proyectos que según la norma deben ser construidos por terceros, ser activosgeneradores de ingresos para ser autofinanciables, y estar concluidos; por lo que esos pagos no sedebieron considerar deducibles para el cálculo del DOSH, en incumplimiento de los artículos 254,fracción IV, de la Ley Federal de Derechos; 18, párrafo tercero, de la Ley General de Deuda Pública, y32 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, el 11 dediciembre de 2009, PEP informó lo siguiente:“El artículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos establece como único requisito para ladeducción de los costos y gastos el que éstos hayan sido efectivamente pagados en el período al quecorresponda el pago, y que dichos gastos son deducibles, independientemente del origen del recursocon el que fueron pagados”.252

Sector EnergíaAcción Promovida08-0-06E00-02-0310-05-001Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación FiscalLa Auditoría Superior de la Federación con fundamento en los artículos 13, fracción I; 15, fracción XV,y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, recomiendaque el Servicio de Administración Tributaria instruya a quien corresponda para que audite a PemexExploración y Producción, con domicilio fiscal en Marina Nacional núm. 329 Torre Ejecutiva, Piso 41,Colonia Huasteca, Delegación Miguel Hidalgo, Código Postal 11311, México, Distrito Federal, a fin deconstatar el cumplimiento de sus obligaciones fiscales, debido que en la muestra revisada se observóque Pemex Exploración y Producción consideró deducibles para el cálculo del Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos 374,576.2 miles de pesos por concepto de costos y gastos por investigaciones yestudios, que corresponden a pagos realizados con recursos de Proyectos de InfraestructuraProductiva de Largo Plazo (de los fideicomisos Master Trust y Nacional F-163), recursos que nocorrespondieron al presupuesto de Pemex Exploración y Producción, en cumplimiento de los artículos254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos; 18, párrafo tercero, de la Ley General de DeudaPública, y 32 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.El Servicio de Administración Tributaria informará a la Auditoría Superior de la Federación sobre losresultados de su gestión.Resultado Núm. 3Sin ObservacionesSe analizó el pedido abierto núm. 4194980005 celebrado en nombre de Pemex Exploración yProducción (PEP), entre Integrated Trade Systems, Inc. (ITS) y el proveedor GeoQuest Systems, B.V.& Schlumberger Offshore Services México, N.V., el 30 de enero de 2008, en los términos y lascondiciones pactados previamente en el contrato preparatorio núm. CT-2003003, suscrito entre ITS yel mismo proveedor el 19 de diciembre de 2003, vigente al 19 de diciembre de 2013. El objeto delcontrato fue “proveer y mantener en óptimo funcionamiento los productos y servicios ofrecidos en elapartado de Conceptos y Precios Unitarios y permitir su acceso tanto al personal de PEP como alpersonal de apoyo a proyectos, este servicio será proporcionado en las regiones Norte, Sur y Marinasde PEP, así como en las Sedes del mismo organismo”. Conforme al apartado mencionado, losproductos y servicios son: acceso a tecnología GeoQuest con soporte técnico en sitio (acceso atecnología de uso común, soporte técnico en sitio, asistencia técnica especializada y acceso a nuevatecnología).253

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008El pedido abierto núm. 4194980005 tuvo como objeto proporcionar los “servicios de administración dedatos técnicos en PEP”, por un monto máximo de 19,989.1 miles de dólares, equivalentes a 216,769.8miles de pesos, al tipo de cambio de 10.8444 pesos, y un mínimo de 7,995.6 miles de dólares,equivalentes a 86,707.5 miles de pesos, al tipo de cambio de 10.8444 pesos; el plazo de ejecución fuedel 30 de enero al 31 de diciembre de 2008.Se analizó el documento “Justificación para no llevar a cabo el procedimiento de licitación pública”,donde se indicó que los servicios de administración de datos técnicos en PEP requieren personalcertificado en el conjunto de sus aplicaciones de administración de datos, principalmente de laPlataforma Tecnológica “Finder”, así como personal calificado en el manejo de dichos procesos, con elfin de mantener la información técnica en términos de integridad, oportunidad, seguridad y calidad. Eneste documento se estableció que como Schlumberger Offshore Services México, N.V., es el dueño dela patente de la plataforma tecnológica “Finder”, es el único que proporciona los servicios para suoperación y certifica a sus empleados en el uso de sus aplicaciones. Por tal motivo la Gerencia deRecursos Materiales adjudicó el contrato a la empresa, la cual ha obtenido la adjudicación directa deestos servicios desde el año 2003, en cumplimiento de los artículos 26, fracción III, 40, párrafo primero,41, fracción I, y 47 de la Ley de Adquisiciones Arrendamientos y Servicios del Sector Público.Para la revisión de la ejecución del pedido abierto núm. 4194980005, se eligieron los documentoscontables siguientes:DOCUMENTOS CONTABLES DEL PEDIDO ABIERTO NÚM. 4194980005(Importe en miles)Documento contable Dólares Pesos1 5700041182 175.4 2,311.62 5700040465 175.4 1,546.73 5700008595 115.2 1,534.34 5700039213 92.1 1,177.45 5700008596 76.7 1,021.96 5700040695 73.6 996.77 5700038931 77.9 996.48 5700040495 73.6 996.39 5700040077 73.6 980.410 5700039482 64.2 845.511 5700038812 57.9 748.112 5700040482 81.5 696.813 5700033684 64.6 675.514 5700040824 49.1 675.315 5700040553 49.1 667.6Total 1,299.9 15,870.5FUENTE: Documentos contables.254

Sector EnergíaSe constató que una vez celebrado el pedido abierto núm. 4194980005, el proceso general parasolicitar, recibir y aceptar para pago los servicios, se realizó conforme a lo señalado en el contratopreparatorio núm. CT-2003003, de la siguiente forma:1. Se generó en forma electrónica la IT Supply Order, en donde se describen los trabajos que serealizarían de acuerdo con lo establecido en el pedido abierto. La IT Supply Order incluyó elnúmero del pedido abierto, y el de requisición, el periodo de los trabajos a realizar, la fecha deemisión, y otros datos, como se establece en el Anexo C “Order Formats” del contrato preparatorio.Se comprobó que en las IT Supply Order relacionadas con la muestra de documentos contablesrevisados, las partidas de los conceptos y servicios, unidades y precios unitarios son los mismosque se establecieron en el pedido abierto.2. Se emitió el Certificado de Aceptación, en el que se describen los trabajos ejecutados del periodoestablecido en el informe de actividades, las cantidades que se aceptan para pago, el periodo deejecución de los trabajos, la fecha de emisión del certificado y el número de requisición, entre otrosdatos, de conformidad con el Exhibit F “Certificate of Acceptance” del contrato preparatorio.Como parte del proceso para solicitar y aceptar los servicios, PEP generó los siguientesdocumentos, los cuales no están previstos en el contrato preparatorio.3. Se generaron las Solicitudes de Servicio/Informe de Propuesta, donde se indican: la descripción delservicio a realizar, así como las actividades a ejecutar, mismas que derivan del documentodenominado “Especificaciones para los Servicios de Administración de Datos Técnicos en PEP” enel que se describe el concepto general dentro de cuyo marco se desarrollarán las actividadesespecíficas y que se reflejan a su vez en el Informe de Actividades el cual sirve de soporte paraefectuar los pagos correspondientes.4. Se generó la Orden de Requerimiento (ODR), en la que se describen los trabajos que serealizarán, al igual que en la IT Supply Order; entre algunos datos presentados en la ODR están losnúmeros de pedido abierto y de solicitud de servicio; la relación de los conceptos que seejecutarán, el plazo para ejecutarlos, los nombres y las firmas del contratante (usuario responsablede PEP y el Coordinador de Administración de Datos e Información Técnica de Exploración yProducción) y contratista (representante del proveedor).5. Se elaboró el Informe de Actividades, que contiene los trabajos realizados, documento que sepuede relacionar con la ODR, ya que en los dos se muestra el número de éste y el número de lasolicitud de servicio.255

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Cabe señalar que PEP adiciona nuevos servicios con sus especificaciones técnicas correspondientes,conforme a sus necesidades, de acuerdo al contenido en las “Especificaciones para los Servicios deAdministración de Datos Técnicos en PEP” y la “Guía Administrativa para los Servicios deAdministración de Datos Técnicos en PEP”.Se comprobó que las actividades reportadas en los Certificados de Aceptación fueron realizadas deconformidad con los artículos 89 y 90 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendariay 241 de su reglamento.El pedido abierto núm. 4194980005 contiene las “Especificaciones para los Servicios deAdministración de Datos Técnicos en PEP”; en el punto 6 “Medición de los Servicios” se menciona queel resultado de las evaluaciones realizadas mediante la herramienta de registro y seguimiento derequerimientos permitirá realizar al menos los siguientes tipos de ajustes a los servicios “Ajustes delnúmero de personas en los servicios descritos anteriormente”, “Incluir nuevas actividades”, “Quitaractividades existentes”, “Definir nuevos servicios y partidas”; “Ajustes a los tiempos en los niveles deservicio” y “Ajustes a las condiciones generales o específicas”, se indica que los Coordinadores“@ditep” a nivel nacional, sede, regional y local deben realizar la medición de los servicios.Resultado Núm. 4Sin ObservacionesSe revisó el pedido abierto núm. 4194980006, celebrado en nombre de Pemex Exploración yProducción (PEP), entre Integrated Trade Systems, Inc. (ITS) y el proveedor GeoQuest Systems, B.V.,& Schlumberger Offshore Services México, N.V., el 1 de febrero de 2008, en los términos ycondiciones pactados previamente en el contrato preparatorio núm. CT-2003003, suscrito entre ITS yel mismo proveedor el 19 de diciembre de 2003, vigente al 19 de diciembre de 2013. El objeto delpedido fue proporcionar “Asistencia Técnica Especializada en Productos GeoQuest en PEP”, con unmonto máximo de 37,956.6 miles de dólares, equivalentes a 410,925.7 miles de pesos, al tipo decambio de 10.8262 pesos, al 1 de febrero de 2008 y mínimo de 15,358.5 miles de dólares equivalentesa 166,274.2 miles de pesos, al tipo de cambio de 10.8262 pesos; el plazo de ejecución fue del 1 defebrero al 31 de diciembre de 2008. Conforme al contrato preparatorio los productos y servicios son:acceso a tecnología GeoQuest con soporte técnico en sitio (acceso a tecnología de uso común,soporte técnico en sitio, asistencia técnica especializada y acceso a nueva tecnología).En el documento “Justificación para no llevar a cabo el procedimiento de licitación pública”, se aclaróque debido a que GeoQuest Systems, B.V. & Schlumberger Offshore Services México, N.V., sonpropietarios de todo el conjunto de aplicaciones GeoQuest y la única que puede prestar los servicios256

Sector Energíarequeridos, ya que también certifica a sus empleados para el uso de sus aplicaciones. Por tal motivoPEP adjudicó el contrato a la empresa, en cumplimiento de los artículos 26, fracción III, 40, párrafoprimero, 41, fracción I, y 47 de la Ley de Adquisiciones Arrendamientos y Servicios del Sector Público.Para la revisión de la ejecución del pedido abierto se eligieron los documentos contables siguientes:MUESTRA DE DOCUMENTOS CONTABLES DEL PEDIDO ABIERTO NÚMERO 4194980006(Importe en miles)Documento contable Dólares Pesos1 5700040617 168.7 2,293.82 5700039614 149.6 1,948.63 5700039043 107.4 1,353.84 5700038280 123.5 1,329.15 5700040696 235.3 1,247.16 5120530957 0 07 5700008477 110.0 1,222.68 5700037330 107.4 1,127.99 5700040335 82.7 1,123.710 5700040344 82.8 1,123.711 5700040565 82.3 1,119.912 5700036695 107.4 1,095.213 5700034092 235.3 1,089.114 5700039084 235.3 1,082.715 5700038167 82.8 1,079.2Total 1,910.5 18,236.4FUENTE: Documentos contables.Se constató que una vez celebrado el pedido abierto, el proceso general para solicitar, recibir y aceptarpara el pago de los servicios, conforme al contrato preparatorio núm. CT-2003003, es el siguiente:1. Se generó en forma electrónica la IT Supply Order en donde se describen los trabajos que serealizarían de acuerdo con el pedido abierto; números de IT Supply Order; pedido abierto derequisición, el periodo de los trabajos realizados, la fecha de emisión y otros datos, como seestablece en el Exhibit C “Order Formats” del contrato preparatorio.2. Se emitió el Certificado de Aceptación en donde se describen los trabajos ejecutados de acuerdocon lo establecido en el pedido abierto, las cantidades que se aceptan para pago, el periodo deejecución de los trabajos, la fecha de la emisión del certificado y el número de requisición, entreotros datos, como se establece en el Exhibit F “Certificate of Acceptance” del contratopreparatorio.Como parte del proceso para generar y aceptar los servicios, PEP generó el siguientedocumento, el cual no está previsto en el contrato preparatorio:257

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 20083. Se generó la Orden de Surtimiento en donde se describen los trabajos que se realizarán demanera más detallada, los entregables y el número de requisición, entre otros datos.Se constató que los 14 documentos contables que reportaron importe en el cuadro anterior,tienen la IT Supply Order y el Certificado de Aceptación, tal como se estableció en el contratopreparatorio, además los entregables correspondieron con los solicitados en cada Orden deSurtimiento, en cumplimiento de los artículos 100 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y 261 de su reglamento.Resultado Núm. 5Sin ObservacionesA fin de verificar que el registro realizado por Pemex Exploración y Producción (PEP), en los auxiliaresde las cuentas de mayor de gastos contribuyó al control de los registros de las operaciones y lossaldos de los costos y gastos por investigaciones y estudios, se revisó el auxiliar de la cuenta demayor núm. 62070106 “Gastos de proyectos capitalizables. Investigación y desarrollo por contrato porotros” del Fideicomiso Master Trust (Sociedad MT01), el cual se obtuvo del Sistema de Aplicaciones yProcesamiento de Datos (SAP) al 31 de diciembre de 2008; y se constató que se reportó un saldo por5,521,409.6 miles de pesos que coincidió con la balanza de comprobación del MT01, proporcionadapor la Subdirección de Administración y Finanzas de PEP.Se revisó el detalle de las operaciones registradas en diciembre de 2008 y se constató que totalizaron1,083,341.4 miles de pesos, y se reportaron en el auxiliar de ese ejercicio. Se observó que nueveoperaciones por 2,067.8 miles de dólares, equivalentes a 27,625.2 miles de pesos (al tipo de cambiode 13.3597 pesos), se registraron en la cuenta citada durante diciembre de 2008, de conformidad conlos artículos 86 y 91 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 235 de sureglamento.Cabe mencionar que la cuenta de mayor número 6207 “Gastos de Proyectos Capitalizables”, seincluyó en el catálogo de cuentas autorizado por la Unidad de Contabilidad Gubernamental e Informessobre la Gestión Pública de la SHCP, mediante el oficio núm. 309-A-II-a-533/2008 del 16 de diciembrede 2008, de conformidad con los artículos 96 de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria y 249 de su reglamento.Asimismo, a fin de verificar que el registro contable de las 105 partidas por 428,046.8 miles de pesos,seleccionadas como muestra se realizó correctamente, se revisó la base de datos de costos y gastospor investigaciones y estudios, que operó la Subgerencia de Costos de PEP, y se constató que sólo se258

Sector Energíareportaron 10 por 27,801.1 miles de pesos en la cuenta de gastos núm. 62070106 “Gastos deproyectos capitalizables. Investigaciones y desarrollo por contrato por otros”, los 400,245.7 miles depesos restantes fueron registrados con cargo en las cuentas de pasivo y de inventarios (cuentas queintervienen en el proceso del registro de los costos y gastos, cuando se acepta el servicio, con laprovisión de la factura y con su pago) como se muestra a continuación:REGISTRO DE LOS COSTOS Y GASTOS POR INVESTIGACIONES Y ESTUDIOS, 2008Número de cuentade mayor y sociedadNombre(Miles de pesos)NúmerodepartidasImporte13080200 MT01 Materiales en tránsito ITS 27 68.278.613080200 PEP Materiales en tránsito ITS 4 5,001.424010000 MT01 Materiales recibidos a precio estimado 47 239,428.224010000 PEP Materiales recibidos a precio estimado 2 8,000.224016000 MT01 Materiales recibidos a precio estimado 8 34,304.724016001 MTN Materiales recibidos a precio estimado traslado de costo 7 45,232.662070106 MT01 Gastos de proyectos capitalizables. Investigaciones y 10 27,801.1desarrollo por contrato por otrosTotal 105 428,046.8FUENTE: Base de datos de costos y gastos por investigaciones y estudios, proporcionada por la Subgerenciade Costos de PEP.Al respecto, se solicitó que la entidad fiscalizada informara en qué cuentas de gastos se registraron las105 partidas. La Subgerencia de Costos proporcionó una relación del registro del gasto y pantallas delSAP de las cuentas de gastos, en las que se registraron las 105 partidas por 483,421.3 miles depesos, esta cantidad supera en 55,374.5 miles de pesos a los 428,046.8 miles de pesos reportadospor esa subgerencia en la base de datos.Los 483,421.3 miles de pesos se distribuyeron como sigue:259

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Núm. cuenta demayorCUENTAS DE GASTOS DEL REGISTRO DE LOS COSTOSY GASTOS POR INVESTIGACIONES Y ESTUDIOS, 2008(Miles de pesos)NombreNúmero Importedepartidas35 166,584.362070105 Gastos de proyectos capitalizables. Investigación y desarrollo porcontrato por UNAM62070106 Gastos de proyectos capitalizables. Investigación y desarrollo por 40 147,191.6contrato por otros62076102 Gastos de proyectos capitalizables. Servicios técnicos pagados al 11 75,711.5IMP62076105 Gastos de proyectos capitalizables. Investigación y desarrollo por 1 7,225.3contrato por UNAM62076106 Gastos de proyectos capitalizables. Investigación y desarrollo por 3 19,690.4contrato por otros62070490 Gastos de proyectos capitalizables. Estudios técnicos pagados a 8 44,462.3terceros62070091 Gastos de proyectos capitalizables.Trabajos exploratorios por 3 8,604.3contrato estudio geológico62070092 Gastos de proyectos capitalizables. Trabajos exploratorios por 1 3,747.2contrato estudio geofísico62070099 Gastos de proyectos capitalizables. Investigación y desarrollo por 1 6,451.0contrato por IMP62070286 Gastos de proyectos capitalizables. Gastos varios de 1 2,082.9administración62070153 Gastos de proyectos capitalizables. Reparación, conservación y 1 825.9mantenimiento. Líneas de Aceite y Gas5206 y 6306 Utilidad y Pérdida cambiarias ___ 844.6Total 105 483,421.3FUENTE: Relación del registro del gasto de las 105 partidas analizadas y pantallas del SAP, proporcionadas porla Subgerencia de Costos de PEP.Se comprobó que la diferencia de 55,374.5 miles de pesos correspondió a las 15 partidas siguientes:260

Sector EnergíaINTEGRACIÓN DE DIFERENCIA ENTRE BASE DE DATOS OPERADA POR PEPY REGISTROS DEL SAP, 2008(Miles de pesos)Número de documento contableBase de datos de costos y Relación del registro del gasto ygastospantallas del SAPDiferencia5121411875 5,234.4 12,942.2 7,707.85121444680 4,944.1 8,564.4 3,620.35121478277 4,542.4 8,970.3 4,427.95121406546 4,099.3 7,610.1 3,510.85121201188 3,874.8 8,956.0 5,081.25121351253 3,650.4 8,404.8 4,754.45121364954 3,626.6 8,037.3 4,410.75121245658 3,572.5 8,965.8 5,393.35121220228 3,310.9 8,309.4 4,998.55121349451 3,272.2 8,215.3 4,943.15700040465 1,546.7 2,372.6 825.95700040482 696.8 1,102.5 405.75700040696 1,247.1 3,185.0 1,937.95700034092 1,089.1 2,481.6 1,392.55700039084 1,082.7 3,047.2 1,964.5Total 45,790.0 101,164.5 55,374.5FUENTES: Base de datos de costos y gastos por investigaciones y estudios, relación del registro del gasto ypantallas del SAP del registro contable, proporcionadas por la Subgerencia de Costos de PEP.La entidad fiscalizada informó que la diferencia de 55,374.5 miles de pesos correspondió al proceso dedistribución de costos indirectos que se lleva a cabo de manera mensual, producto de las erogacionesregistradas como gastos administrativos de inversión de las áreas relacionadas con la construcción yoperación del organismo. Como parte de las actividades de cierre del periodo, las áreas regionales ylos centros de trabajo distribuyen las erogaciones acumuladas en el mes, en las obras en construcción,como lo establece el procedimiento 200-74000-PA-171 “Ejecución de Ciclos de Distribución de Gastosde Administración”.Adicionalmente, informó que de acuerdo con las Normas de Información Financiera (Boletín C-6),mensualmente el organismo distribuye los gastos indirectos de administración y proporcionó 183pantallas del SAP que sustentan la distribución de los 55,374.5 miles de pesos, en cumplimiento de losartículos 86 y 90 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 232 de sureglamento, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento deDisposiciones Legales".Con las 105 partidas, se constató que 36 se registraron en las cuentas de mayor 62070105 y62076105 “Gastos por proyectos capitalizables. Investigación y desarrollo por contrato por UNAM”, por173,809.6 miles de pesos, y sólo dos por 9,121.4 y 5,830.1 miles de pesos, respectivamente,correspondieron al registro de recibos oficiales de la Universidad Nacional Autónoma de México, por loque los 158,858.1 miles de pesos restantes, correspondieron a servicios prestados por otros, y se261

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008debieron registrar en otras cuentas de mayor como la núm. 62070106 “Gastos de proyectoscapitalizables Investigación y desarrollo por contrato por otros”, ya que correspondieron a proveedoresextranjeros como Linde Inc., Computer Modelling Group LTD., nacionales como Compañía Mexicanade Exploraciones, S.A. de C.V., la Universidad Autónoma del Carmen, la Universidad Tecnológica deCampeche, el Instituto Politécnico Nacional, etc.Al respecto, con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observacionespreliminares PEP reclasificó el saldo de las cuentas 62070105 y 62076105 “Gastos por proyectoscapitalizables. Investigación y desarrollo por contrato por UNAM” a la cuenta 62070106 “Gastos porproyectos capitalizables. Investigación y desarrollo por otros”, bloqueó las cuentas observadas paracontabilizaciones y las marcó para borrado del catálogo de cuentas. Proporcionó las pantallas del SAPque sustentan dichos movimientos, así como del “Aviso PEP”, mediante el cual se notificó a todo elorganismo del bloqueo de las cuentas.Resultado Núm. 6 Observación Núm. 1A fin de verificar que la entidad fiscalizada conservó los documentos justificativos de sus operaciones yque correspondieron a las cifras contabilizadas, se revisaron los registros contables, las facturas, losCertificados de Aceptación de Bienes y Servicios (CABYS) o Codificación de Pagos y Descuentos(COPADE), estimaciones y certificados de aceptación de las órdenes de los servicios (documentosque se especifican en el Procedimiento Administrativo Ventanilla Única para Contratistas, Proveedoresy Misceláneos), correspondientes a 105 operaciones asociadas a 30 contratos por 428,046.8 miles depesos, de ellas 65 por 307,890.1 miles de pesos fueron de la Región Marina Noreste y 40 por120,156.7 miles de pesos de la Región Marina Suroeste.a) Región Marina NoresteSe observó que en nueve operaciones, las núms. 5700040340, 5700040341, 5700037688,5700040624, 5700039542, 5700039854, 5700039615, 5700038293 y 5700031844, por 58,000.1 milesde pesos, las facturas originales refieren en el apartado “Cliente” a Pemex Exploración y Produccióny/o Integrated Trade Systems, Inc. (ITS) y fueron pagadas por PEP; los CABYS o COPADE, y loscertificados de aceptación de las órdenes de los servicios estaban a nombre de PEP. Respecto de lasfacturas, en la auditoría se contó con el contrato preparatorio núm. CT-2003003, suscrito entreIntegrated Trade Systems, Inc. (ITS) y el proveedor GeoQuest Systems, B.V. & Schlumberger OffshoreServices México, N.V., el 19 de diciembre de 2003, aplicable a dos facturas registradas en losdocumentos contables núms. 5700040624 y 5700039615, el cual estipula en el Exhibit “D” y Exhibit262

Sector Energía“E”, que así se deben requisitar las facturas, en incumplimiento de los artículos 31, fracción III, de laLey del Impuesto sobre la Renta, y 29 y 29-A, fracción I, del Código Fiscal de la Federación.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, el 10 dediciembre de 2009, PEP informó lo siguiente:“En cuanto al incumplimiento de los artículos 31, fracción III de la Ley del Impuesto Sobre la Renta y el29-A, fracción I del Código Fiscal de la Federación, no se da tal incumplimiento ya que la facturaciónen cuestión cumple con los requisitos citados, en cuanto al Impuesto Sobre la Renta los comprobantescumplen para ser deducibles y por lo que respecta a que cuenten con la denominación o razón socialde quien lo expida, conforme al Código Fiscal, también se cumple. Cabe mencionar que PEMEXExploración y Producción (Cliente) tiene celebrado un contrato con lntegrated Trade Systems (ITS)vigente y que es filial de Petróleos Mexicanos, en el cual se establece en su Cláusula Cuarta laIntervención de ITS que indica: ‘El carácter con el que intervendrá ITS como prestador de serviciosestará limitado a ser un coadyuvante del cliente en el desahogo de fases relativas a la proveeduríaintegral de bienes, arrendamientos y servicios diversos de importación a México a través de laejecución de acciones específicas requeridas por el cliente. Al efecto, mediante el presenteinstrumento el cliente otorga a ITS un mandato mercantil en términos de los artículos 273 al 308 delCódigo de Comercio, y del apartado de importación de los POBALINES vigentes, para que por sucuenta y orden, lleve a cabo las acciones específicas de naturaleza mercantil que por escrito, detiempo en tiempo, instruya el cliente de acuerdo con el formato correspondiente de oficio deinstrucciones específicas incluido en los apéndices 6A y 6B del presente contrato’.Conforme a lo anteriormente citado, los comprobantes revisados cumplen con las disposicionesfiscales para efectos de comprobación, se anexa copia de la cláusula IV del contrato de servicios entrePEMEX Exploración y Producción y lntegrated Trade Systems INC. (ITS) y copia de las ‘Políticas,bases y lineamientos generales de suministro en materia de adquisiciones, arrendamientos y serviciospara Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales (POBALINES)’ (ANEXO IV)”.Lo informado por la entidad fiscalizada no aclara la omisión en la retención del IVA.Por otra parte, se revisaron las facturas correspondientes a nueve operaciones, expedidas porproveedores extranjeros por 58,000.1 miles de pesos; y se constató que a siete que se relacionanenseguida, por 47,744.4 miles de pesos, no se les retuvo el Impuesto al Valor Agregado (IVA), enincumplimiento del artículo 3, párrafo tercero, de la Ley del Impuesto al Valor Agregado.263

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008FACTURAS DE PROVEEDORES EXTRANJEROS, SIN IVA, 2008(Miles de pesos)Factura Documento contable ImporteNúm. Fecha ProveedorL07431 06/10/08 Computer Modelling Group LTD 5700040340 12,201.11375 25/11/08 Daniel Measurement & Control Inc. 5700040341 9,333.439191251 31/07/08 Linde Inc. 5700037688 7,955.91350 30/10/08 Daniel Measurement & Control Inc. 5700039542 5,073.61351 30/10/08 Daniel Measurement & Control Inc. 5700039854 5,046.41287 24/09/08 Daniel Measurement & Control Inc. 5700038293 4,326.820700927 23/11/07 Beicip Franlab, Inc. 5700031844 3,807.2Total 47,744.4FUENTE: Base de datos de los costos y gastos proporcionada por la Subgerencia de Costos de PEP.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, el 10 dediciembre de 2009 PEP informó que “Por lo que respecta a la observación de que no se efectuó laretención del Impuesto al Valor Agregado (IVA) a siete facturas de proveedores extranjeros, deconformidad con el artículo 3, párrafo tercero de la Ley del Impuesto citado, este párrafo se relacionacon el supuesto previsto en el artículo 1-A, fracción III, que obliga a efectuar retención del IVA que setraslade por la adquisición de bienes tangibles o los usen o gocen temporalmente, que enajenen uotorguen residentes en el extranjero sin establecimiento permanente en el país, para efectos delconcepto de enajenación el artículo 10 de la Ley del IVA, señala que esta se da cuando el bien seencuentre en territorio nacional al efectuarse el envío al adquirente. Esto no se configura para efectosde las facturas en cuestión, ya que PEMEX Exploración y Producción hace la adquisición de bienesubicados en el extranjero”.Lo informado por la entidad fiscalizada no aclara la omisión en la retención del IVA.Asimismo, se observó que dos documentos contables con los núms. 5120174974 y 5121208022 del 15de febrero de 2008 y 20 de diciembre de 2007, registraron las facturas núms. 99038 del InstitutoPolitécnico Nacional y 1025G de la Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A. de C.V.,respectivamente. Además, se constató que en el primer documento el número de estimación 6-A, delperiodo 1 al 30 de noviembre de 2007 por un importe de 1,267.0 miles de pesos, no coincidió con elregistrado contablemente que correspondió al consignado en la factura del periodo del 1 al 31 dediciembre de 2007 y en el CABYS de 3,612.6 miles de pesos, se determinó una diferencia de menosde 2,345.6 miles de pesos. En el segundo, se contabilizó el importe de la factura del periodo 1 al 31 deoctubre de 2007 y el CABYS por 3,441.4 miles de pesos, este último incluyó el número de estimaciónN/A, pero la estimación núm. 6 por 7,308.6 miles de pesos no contiene el periodo e incluye otrosimportes por 3,867.2 miles de pesos y datos de otros centros gestores, en incumplimiento de264

Sector Energíanumerales dos y siete del Procedimiento Administrativo Ventanilla Única para Contratistas,Proveedores y Misceláneos.Se comprobó que de las 65 operaciones revisadas, 54 facturas que correspondieron a documentoscontables asociados a varios contratos, se conformaron por 8 que correspondieron a otras regiones, 5fueron canceladas, 9 se expidieron a nombre de PEP y/o ITS y en las 32 facturas restantes, el soportede las operaciones registradas de costos y gastos por investigaciones y estudios, cumplieron con losrequisitos fiscales previstos en los artículos 29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación.Asimismo, se revisaron 11 documentos contables asociados a contratos, por 13,632.7 miles de pesos,que de acuerdo con la base de datos de costos y gastos por investigaciones y estudios, pertenecen alpedido abierto número 4194980005. Se revisaron las facturas y CABYS o COPADE, así como loscertificados de aceptación de las órdenes de los servicios.De los 11 documentos contables, el núm. 5120530957 por 1,222.6 miles de pesos, fue cancelado, porlo que las 10 operaciones restantes por 12,410.1 miles de pesos, fueron soportadas con 10 facturasque refieren en el apartado “Cliente” a Pemex Exploración y Producción y/o Integrated Trade Systems,Inc. (ITS), y fueron pagadas por PEP; los CABYS o COPADE, y certificados de aceptación de lasórdenes de los servicios, estaban a nombre de PEP. Respecto de las facturas, en la auditoría se contócon el contrato preparatorio núm. CT-2003003, el cual estipula en el Exhibit “D” y Exhibit “E”, que asíse deben requisitar las facturas, en incumplimiento de los artículos 31, fracción III, de la Ley delImpuesto sobre la Renta, y 29 y 29-A, fracción I, del Código Fiscal de la Federación.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, el 10 dediciembre de 2009, PEP informó que: “En cuanto al incumplimiento de los artículos 31, fracción III de laLey del Impuesto sobre la Renta y el 29-A, fracción I del Código Fiscal de la Federación, no se da talincumplimiento ya que la facturación en cuestión cumple con los requisitos citados, en cuanto alImpuesto Sobre la Renta los comprobantes cumplen para ser deducibles y por lo que respecta a quecuenten con la denominación o razón social de quien lo expida, conforme al Código Fiscal, también secumple. Cabe mencionar que PEMEX Exploración y Producción (Cliente) tiene celebrado un contratocon lntegrated Trade Systems (ITS) vigente y que es filial de Petróleos Mexicanos, en el cual seestablece en su Cláusula Cuarta la Intervención de ITS que indica: ‘El carácter con el que intervendráITS como prestador de servicios estará limitado a ser un coadyuvante del cliente en el desahogo defases relativas a la proveeduría integral de bienes, arrendamientos y servicios diversos de importacióna México, a través de la ejecución de acciones especificas requeridas por el cliente. Al efecto,mediante el presente instrumento el cliente otorga a ITS un mandato mercantil en términos de losartículos 273 al 308 del Código de Comercio, y del apartado de importación de las POBALINESvigentes, para que por su cuenta y orden, lleve a cabo las acciones específicas de naturaleza mercantil265

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008que por escrito, de tiempo en tiempo, instruya el cliente de acuerdo con el formato correspondiente deoficio de instrucciones específicas incluido en los apéndices 6A y 6B del presente contrato’.Conforme a lo anteriormente citado, los comprobantes revisados cumplen con las disposicionesfiscales para efectos de comprobación…”.Lo informado por la entidad fiscalizada no aclara la inclusión de los nombres de dos personas moralesen las facturas.b) Región Marina SuroesteLas operaciones registradas en los documentos núms. 5700039907 y 5700041181 por 7,751.5 milesde pesos, correspondientes a las facturas originales MCA 4088 y MCA 4095 del 14 de noviembre de2008, de Schlumberger Offshore Services México, N.V., refieren en el apartado “Cliente” a PemexExploración y Producción y/o Integrated Trade Systems, Inc. (ITS), y fueron pagadas por PEP; losCABYS o COPADE, y certificados de aceptación de las órdenes de los servicios, estaban a nombre dePEP. Respecto a las facturas, en la auditoría se contó con el contrato preparatorio núm. CT-2003003,suscrito entre Integrated Trade Systems, Inc. (ITS) y el proveedor GeoQuest Systems B.V. &Schlumberger Offshore Services México, N.V., el 19 de diciembre de 2003, aplicable a dos facturasregistradas en los documentos contables núms. 5700040624 y 5700039615, el cual estipula en elExhibit “D” y Exhibit “E”, que así se deben requisitar las facturas, en incumplimiento de los artículos 31,fracción III de la Ley del Impuesto sobre la Renta, y 29 y 29-A, fracción I, del Código Fiscal de laFederación.Asimismo, se constató que la factura núm. PEP/0908/21 del 4 de noviembre de 2008, expedida porInternacional Security & Defence Systems Ltd., por 3,229.3 miles de pesos, no contó con la retencióndel IVA, en incumplimiento del artículo 3, párrafo tercero, de la Ley del Impuesto al Valor Agregado.La entidad fiscalizada proporcionó el oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SF-496/2008 del 7 de octubre de2008 de la Subgerencia Fiscal de la Subdirección de Administración y Finanzas con el criterio fiscal dela empresa Internacional Security & Defence Systems Ltd., mediante el que comunica que respecto alIVA, PEP es contribuyente de este impuesto por la importación de bienes y servicios, en los términosde los artículos 1 y 24 de la Ley del Impuesto al Valor Agregado, por lo que el proveedor residente enel extranjero no deberá trasladar dicho impuesto en su factura.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 6 deenero de 2010, PEP informó lo siguiente:266

Sector Energía“En su momento se señaló que la empresa International Security and Defence Systems Ltd., nodebería trasladar el IVA en su factura, conforme a lo señalado en los artículos 1 y 24 de la ley de lamateria, lo anterior se fundamenta en que la empresa International Security and Defence Systems Ltd.,es residente en el estado de Israel, situación por la cual no tiene la obligación de tributar en México;por lo que se refiere a los servicios que prestó en territorio nacional, estos no fueron importados pordicha empresa, por lo tanto no facturó el IVA.Tomando en consideración lo antes expuesto, podemos señalar que para proceder a la retención delIVA conforme al artículo 3, párrafo tercero de la ley de la materia, es necesario que el residente en elextranjero traslade el IVA en su factura, situación que no es aplicable para el caso en cuestión y por lomismo la empresa en su factura no traslada el IVA respectivo, con fundamento en el artículo 1-A,párrafo primero de la ley de la materia que textualmente señala:Están obligados a efectuar la retención del impuesto que se les traslade, los contribuyentes que seubiquen en alguno de los siguientes supuestos…”.Lo informado por la entidad no justifica el no haber retenido el IVA en la factura observada.En la Región Marina Suroeste, se constató que la factura número MCA4111 del 24 de noviembre de2008, de Schlumberger Offshore Services México, N.V., del pedido abierto número 4194980005, y lafactura número MCA4112, de la misma fecha y proveedor, se expidieron por las mismas cantidades yservicios de especialistas en procesos de decisión y en flujo de proceso de aceite y gas, por un total de175.4 miles de dólares; sin embargo, se registraron contablemente el 16 y 4 de diciembre de 2008, altipo de cambio de 13.1790 y 13.5268 pesos, respectivamente, en diferentes cuentas de mayor, laprimera por 2,311.6 miles de pesos, en la cuenta número 62070106 “Gastos de proyectoscapitalizables. Investigación y desarrollo por contrato por otros”, y la segunda, 1,546.7 miles de pesosse registraron en la cuenta mencionada y 825.9 miles de pesos en la cuenta de mayor número62070153 “Gastos de proyectos capitalizables. Reparación, conservación y mantenimiento. Líneas deAceite y Gas”, aun cuando debieron registrarse en la cuenta 62070106 “Gastos de proyectoscapitalizables. Investigación y desarrollo por contrato por otros”, en incumplimiento de los artículos 86,89 y 90 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y 232, 234, 241 y 242 de sureglamento, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental “Cumplimiento deDisposiciones Legales”.Al respecto, PEP proporcionó, minuta de trabajo del 30 de diciembre de 2009, en la que participaronpersonal de la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos, Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, de las gerencias de Planeación y Evaluación, de Tecnología de la Información, deAdministración y Finanzas y la Unidad de Control de Gestión, en la que se asentó lo siguiente:267

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008“1.- No se detectó el direccionamiento erróneo al momento de efectuar el direccionamientopresupuestal.2.- Al momento de realizar el registro en el Sistema de Aplicaciones y Procesamiento de Datos(SAP) el mecanismo de validación no evitó que la misma factura se pagara a través de dosrenglones distintos del gasto, siendo uno de ellos diferente al tipo de servicio proporcionado.3.- Se pudo constatar que al haber sido afectado en ambos casos el presupuesto de inversión, noafectó al Estado de Resultados de la región y por ende el del organismo.4.- No existió daño patrimonial.5.- No hubo dolo, ni afán de beneficiar a terceros.6.- Es imprescindible implantar acciones para evitar en lo sucesivo esta situación.Se establecieron los siguientes acuerdos: Elaborar comunicados para los Activos y Gerencias de laRMSO, así como para las áreas ejecutoras de PEP, instruyéndoles respecto a la aplicación de unformato con el cual se otorgue y valide el direccionamiento presupuestal en base a las actividades arealizar. Este formato debe adjuntarse a las respectivas órdenes de servicio y para Administración yFinanzas para que se revisen los mecanismos de validación con los que actualmente cuenta laherramienta SAP”.Despues, proporcionó el oficio núm. PEP-SRMSO-GPE-006-2010 del 6 de enero de 2010, emitido porla Gerencia de Planeación y Evaluación de la Subdirección de la Región Marina Suroeste, mediante elcual se difundió el formato para solicitud de direccionamiento presupuestal a los activos y gerencias dela Región Marina Suroeste.Conforme a lo anterior, la entidad realizó acciones para que el registro contable de sus operaciones seefectúe de manera correcta.Asimismo, se revisaron 19 documentos contables asociados a contratos, por 21,696.8 miles de pesos,que de acuerdo con la base de datos de costos y gastos por investigaciones y estudios, pertenecen alpedido abierto número 4194980006. Se revisaron las facturas y CABYS o COPADE, así como loscertificados de aceptación de las órdenes de los servicios.Los 19 documentos contables fueron soportados en facturas que refieren en el apartado “Cliente” aPemex Exploración y Producción y/o Integrated Trade Systems, Inc. (ITS), y fueron pagadas por PEP;los CABYS o COPADE, y certificados de aceptación de las órdenes de los servicios, estaban a nombre268

Sector Energíade PEP. Respecto de las facturas, en la auditoría se contó con el contrato preparatorio núm. CT-2003003, el cual estipula en el Exhibit “D” y Exhibit “E”, que así se deben requisitar las facturas, enincumplimiento de los artículos 31, fracción III, de la Ley del Impuesto sobre la Renta, y 29 y 29-A,fracción I, del Código Fiscal de la Federación.Conforme a lo expuesto, excepto por los documentos contables núms. 5120174974 y 5121208022, ysu documentación soporte, de la Región Marina Suroeste, los registros fueron congruentes con lascifras presentadas en las facturas, CABYS o COPADE, estimaciones, y certificados de aceptación delas órdenes de los servicios, en cumplimiento de los artículos 86, 89 y 90 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria; y 232, 234, 241 y 242 de su reglamento, así como delPostulado Básico de Contabilidad Gubernamental “Cumplimiento de Disposiciones Legales”.Acción Promovida08-0-06E00-02-0310-05-002Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación FiscalLa Auditoría Superior de la Federación con fundamento en los artículos 13, fracción I; 15, fracción XV,y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, recomiendaque el Servicio de Administración Tributaria instruya a quien corresponda para que audite a PemexExploración y Producción, con domicilio fiscal en Marina Nacional núm. 329 Torre Ejecutiva, Piso 41,Colonia Huasteca, Delegación Miguel Hidalgo, Código Postal 11311, México, Distrito Federal, a fin deconstatar el cumplimiento de sus obligaciones fiscales, debido que no retuvo el Impuesto al ValorAgregado en siete facturas de la Región Marina Noreste con números L07431 del 6 de octubre de2008, perteneciente a Computer Modelling Group LTD.; 1375, 1350, 1351 y 1287, una del 25 denoviembre, dos del 30 de octubre y una del 24 de septiembre de 2008, respectivamente, de DanielMeasurement & Control Inc.; la 39191251 del 31 de julio de 2008 de Linde Inc. y 20700927 de BeicipFranlab, Inc., del 23 de noviembre de 2007, por un total de 47,744.4 miles de pesos; así como de lafactura correspondiente a la Región Marina Suroeste, con núm. PEP/0908/21 del 4 de noviembre de2008 de Internacional Security & Defence Systems Ltd., por 3,229.3 miles de pesos; en cumplimientodel artículo 3, párrafo tercero, de la Ley del Impuesto al Valor Agregado.El Servicio de Administración Tributaria informará a la Auditoría Superior de la Federación sobre losresultados de su gestión.269

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Acción Promovida08-0-06E00-02-0310-05-003Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación FiscalLa Auditoría Superior de la Federación con fundamento en los artículos 13, fracción I; 15, fracción XV,y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, recomiendaque el Servicio de Administración Tributaria instruya a quien corresponda para que audite a PemexExploración y Producción, con domicilio fiscal en Marina Nacional núm. 329 Torre Ejecutiva, Piso 41,Colonia Huasteca, Delegación Miguel Hidalgo, Código Postal 11311, México, Distrito Federal, a fin deconstatar el cumplimiento de sus obligaciones fiscales, debido a que en cuarenta facturas por 99,858.5miles de pesos, correspondientes a las regiones marinas Noreste y Suroeste, expedidas porproveedores extranjeros, refieren como cliente a Pemex Exploración y Producción o Integrated TradeSystems, Inc., y fueron pagadas por Pemex Exploración y Producción, en cumplimiento de los artículos31, fracción III, de la Ley del Impuesto sobre la Renta, y 29 y 29-A, fracción I, del Código Fiscal de laFederación.El Servicio de Administración Tributaria informará a la Auditoría Superior de la Federación sobre losresultados de su gestión.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0310-03-001Solicitud de AclaraciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en los artículos 79, fracción II, párrafo tercero,de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15, fracción XV, y 88,fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, solicita a PemexExploración y Producción aclare y proporcione la documentación justificativa y comprobatoria de6,212.8 miles de pesos, por concepto de erogaciones registradas que difieren de las estimacionesproporcionadas por la entidad fiscalizada, ya que la estimación 6-A, del periodo 1 al 30 de noviembrede 2007 de la Región Marina Suroeste, por 1,267.0 miles de pesos, no coincidió en 2,345.6 miles depesos con los 3,612.6 miles de pesos registrados contablemente de la factura número 99038 delInstituto Politécnico Nacional, y del Certificado de Aceptación de Bienes y Servicios (CABYS) por lamisma cantidad. Asimismo, se contabilizó 3,441.4 miles de pesos que coinciden con la factura 1025Gde la Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A. de C.V., y el CABYS (que no presentó número deestimación), pero que al comparar con la estimación núm. 6 por 7,308.6 miles de pesos, difiere en3,867.2 miles de pesos, y además ésta no contiene el periodo e incluye datos de otros centros270

Sector Energíagestores, en cumplimiento de los numerales dos y siete del Procedimiento Administrativo VentanillaÚnica para Contratistas, Proveedores y Misceláneos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 7Sin ObservacionesA fin de verificar que el pago de las facturas se realizó de acuerdo con el Procedimiento AdministrativoVentanilla Única para Contratistas, Proveedores y Misceláneos, con la clave 200-74000-PA-083,autorizado en marzo de 2007 por la Subgerencia de Tesorería de Pemex Exploración y Producción(PEP), vigente en el ejercicio de 2008, cuyo objetivo fue definir las actividades para recibir y registrarestimaciones y facturas de contratos de adquisiciones, arrendamientos, servicios, obra pública yservicios relacionados con las mismas, se revisaron 41 facturas correspondientes a documentoscontables asociados a 13 contratos, ya que 5 documentos contables se cancelaron y 8correspondieron a otras regiones, que totalizan los 54 documentos contables seleccionados, en laRegión Marina Noreste.De acuerdo con este procedimiento, el contratista debe entregar la documentación en la ventanillaúnica y si cumple con los requisitos fiscales y normativos, se envía a la residencia de obra para suautorización en un plazo de 10 días naturales. Una vez autorizada la estimación, se registra en elSistema de Aplicaciones y Procesamiento de Datos (SAP) la aceptación de los trabajos estimados y seelaboran los Certificados de Aceptación de Bienes y Servicios (CABYS) o Codificación de Pagos yDescuentos (COPADE). La residencia de obra o área usuaria envía a la ventanilla única original de lafactura y del CABYS o COPADE, así como la copia de la estimación. Dicha información se remite alárea fiscal, que la revisa y la devuelve a la Ventanilla Única para que la factura se registre en el (SAP).Estos documentos se envían al Área de Contabilidad de Recursos Financieros para su revisión yresguardo. Por último, el Área de Tesorería liquida el pago en la fecha de vencimiento.En el caso de las facturas de Petróleos Mexicanos núms. ASP0000009 y ASP0000074 del 10 de junioy 10 de octubre de 2008, las fechas de sus COPADE fueron anteriores a la fecha de recibido de laVentanilla Única y contó con el oficio de envío al área usuaria para su autorización, ya que el pago serealizó conforme al “Convenio de Coordinación Interorganismos por el que se establecen las basesgenerales para la administración y ejecución conjunta de proyectos prioritarios de Pemex Exploración yProducción”, que celebraron Petróleos Mexicanos y PEP, el 17 de octubre de 2003, vigente para el271

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008ejercicio auditado; que en su cláusula séptima estipula que “PEP realizará los pagos que se deriven delas estimaciones o cualquier otra orden de pago generada y autorizada en la ejecución y cumplimientode los diferentes contratos asociados a los Proyectos Prioritarios”.Asimismo, en el caso del pago de nueve facturas de fechas que van del 31 de julio al 1 de diciembrede 2008, que se recibieron por Integrated Trade Systems, Inc. (ITS), el primer sello que se encontró enla factura dice “Recibido ITS” y con fecha posterior cuenta con uno de Ventanilla Única, encumplimiento del numeral 1 del “Procedimiento Administrativo para el Proceso de Autorización y Pagode las Adquisiciones y Servicios Tramitados Vía ITS”, autorizado por la Gerencia de RecursosFinancieros en abril de 2008, vigente en el ejercicio auditado, que establece que ITS recibe y valida lasfacturas entregadas por los proveedores.En tres facturas con números 111R del 16 de mayo de 2008, F1110079488 del 30 de junio de 2008 y77, del 12 de mayo de 2008, las fechas de elaboración de los COPADE rebasaron el plazo de 10 díasnaturales (a partir de que el área usuaria recibe la factura), establecido en el citado procedimiento, en5, 8 y 10 días, respectivamente.Al respecto, la entidad fiscalizada proporcionó el oficio núm. PEP-SRMNE-GAF-6-2010 del 6 de enerode 2010, emitido por la Gerencia de Administración y Finanzas de la Subdirección Región MarinaNoreste, mediante el cual instruyó a sus unidades administrativas para que el personal involucrado enla autorización de las facturas a través de los COPADE, se realice en los tiempos establecidos en elProcedimiento Administrativo Ventanilla Única para Contratistas, Proveedores y Misceláneos.Conforme a lo expuesto, de los 41 casos revisados, en 27 casos el pago de las facturas se realizó deconformidad con el Procedimiento Administrativo Ventanilla Única para Contratistas, Proveedores yMisceláneos con clave 200-74000-PA-083.Por último, para verificar que los costos y gastos por investigaciones y estudios, reportados en la basede datos de costos y gastos, fueron efectivamente pagados en el periodo, según lo establece elartículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, se revisaron 105 documentos contables por428,046.8 miles de pesos, se observó que 11, por 45,304.2 miles de pesos, se cancelaron durante elejercicio, y se constató que los 94 documentos contables restantes, por 382,742.6 miles de pesos,fueron pagados en el periodo de 2008, los cuales fueron soportados en los testigos de pago(transferencias de bancos) y registrados mediante las pólizas de pago del Sistema de Aplicaciones yProcesamiento de Datos, de conformidad con el artículo citado de la Ley Federal de Derechos.272

Sector EnergíaResultado Núm. 8Sin ObservacionesA fin de verificar que el importe de los costos y gastos por investigaciones y estudios reportados porPemex Exploración y Producción (PEP) en la base de datos de costos y gastos que se deducen parala determinación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) de 2008, por 3,895,940.0 milesde pesos, se reportaron en la Cuenta Pública de ese año, la entidad fiscalizada informó que “encumplimiento del artículo 74, fracción VI, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos,el Ejecutivo Federal somete a consideración de la Cámara de Diputados del Honorable Congreso de laUnión, la Cuenta de la Hacienda Pública Federal correspondiente al ejercicio fiscal de 2008, que seintegra por un Tomo de Resultados Generales y un Banco de Información, donde se da cuenta de losresultados obtenidos con los recursos aprobados”.Además, “El banco de información contiene los datos financieros, presupuestarios y programáticos demayor detalle de las dependencias, ramos generales y autónomos, así como de las entidades decontrol presupuestal directo e indirecto”.Asimismo, el organismo informó "que la SHCP publica los lineamientos para formular la CuentaPública 2008, que son el punto de partida, y el Corporativo de PEMEX establece el enlace con lacitada secretaría y norma criterios para elaborar el documento mencionado; además que laSubdirección de Administración y Finanzas de PEP por conducto de la Gerencia de RecursosFinancieros, solicita, analiza y consolida la información de diversas áreas del organismo. Lainformación presentada en el Informe de la Cuenta Pública 2008, no contiene un formato específico decostos y gastos por investigaciones y estudios. Cabe aclarar que la Cuenta Pública se elabora conbase en la estructura contable y presupuestal autorizada por la SHCP, y se integra con lasoperaciones de los recursos autorizados en el presupuesto programable".Por lo anterior, los costos y gastos por investigaciones y estudios por 3,895,940.0 miles de pesos alser utilizados para fines fiscales no se presentan bajo ese concepto en la Cuenta Pública, ya que sólose presenta el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos pagado.De los 3,016,125.1 miles de pesos, el 77.4% se pagaron con recursos del Fideicomiso Master Trust(sociedad MT01) y 232,340.1 miles de pesos, con recursos del Fideicomiso Nacional F-163 (sociedadMTN), el 6.0% y 647,474.8 miles de pesos con recursos del presupuesto asignado a PEP, el 16.6%,esta cantidad se debe presentar en Cuenta Pública; sin embargo, no fue posible identificarla debido aque se incluye en cifras globales de gasto.273

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Impacto de las ObservacionesErrores y Omisiones de la Información FinancieraImporte: 6,212.8 (miles de pesos)Se observaron registros por 6,212.8 miles de pesos por concepto de erogaciones registradas quedifieren de las estimaciones de la Región Marina Suroeste, correspondientes a las facturas números99038 del Instituto Politécnico Nacional y 1025G de la Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A. deC.V.El importe registrado en este subapartado no implica recuperaciones para la Hacienda Pública Federalo al patrimonio de los entes públicos federales o de las entidades paraestatales federales.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 3 observación(es) que generó(aron) 5 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 1 a Recomendación(es), 1 a Solicitud(es) de Aclaración y 3 a Promoción(es) delEjercicio de la Facultad de Comprobación Fiscal.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con Costos deExplotación y Gastos de Exploración por Investigaciones y Estudios, cuyo objetivo consistió enfiscalizar que los costos y gastos de investigaciones y estudios, se determinaron, registraron ypresentaron en la Cuenta Pública, de conformidad con las disposiciones legales y normativasaplicables para ser deducidas de la base gravable del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, sedeterminó fiscalizar un monto de 428,046.8 miles de pesos, que representa el 11.0% de los3,895,940.0 miles de pesos reportados por Pemex Exploración y Producción como deducibles para elcálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos que se presentó en la Cuenta Pública 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental, losordenamientos legales, las disposiciones normativas aplicables a la naturaleza de las operacionesrevisadas y a la normativa institucional para la fiscalización de la gestión gubernamental; las cuales274

Sector Energíarequieren que la auditoría sea planeada y desarrollada de tal manera que permita obtener unaseguridad razonable de que lo revisado, de acuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, nopresenta errores importantes. Esta auditoría se ejecutó mediante pruebas selectivas que se estimaronnecesarias. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sólo ala muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesa la determinación, registro y presentación en la Cuenta Pública de los costos y gastos porinvestigaciones y estudios para la determinación de la base gravable del Derecho Ordinario sobreHidrocarburos, respecto de las operaciones examinadas.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.Con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-16-2010 de fecha 6 de enero de 2010, la Gerencia de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) proporcionó el oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SF-007-2010 de fecha 5 de enero de 2010, emitido por la Subgerencia Fiscal de PEP, en el cual informórespecto del resultado núm. 1, lo siguiente:“1. En el Diario Oficial de la Federación de fecha 13 de noviembre de 2008 se publicó ‘Decreto porel que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativoal régimen fiscal de Petróleos Mexicanos’ estableciendo en los artículos 257 Bis y 257 Ter lacreación de los derechos: sobre extracción de hidrocarburos (DSEH) y especial sobrehidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC).2. El 14 de noviembre de 2008 entró en vigor el decreto señalado en el punto anterior.3. A fin de estar en posibilidades de determinar las deducciones, se está desarrollando un sistemade deducibles fiscal que a la fecha no ha concluido.275

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 20084. Tan pronto se tengan el sistema a que nos referimos en el punto 3 anterior, se procederá a laelaboración de la declaración complementaria respectiva”.Con oficio núm. PEP-SAF-GCG-1300-2009 de fecha 11 de diciembre de 2009, la Coordinación de laAtención de la Auditoría de Pemex Exploración y Producción proporcionó el oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SF-552/2009 de fecha 10 de diciembre de 2009, emitido por la Subgerencia Fiscal de PEP,en el cual informó respecto al resultado núm. 2, lo siguiente:“El Artículo 254, fracción IV de la Ley Federal de Derechos establece como único requisito para ladeducción de los costos y gastos, el que estos hayan sido efectivamente pagados en el periodo al quecorresponda el pago, por lo que dichos gastos son deducibles, independientemente del origen delrecurso con el que fueron pagados”.Con oficio núm. PEP-SAF-GCG-1300-2009 de fecha 11 de diciembre de 2009, la Coordinación de laAtención de la Auditoría de PEP proporcionó nota informativa núm. PEP-SRMNE-GAF-SRF-3-1686-2009 de fecha 10 de diciembre de 2009, emitida por la Gerencia de Administración y Finanzas, RegiónMarina Noreste de PEP en la cual informó respecto al resultado núm. 6, lo siguiente:“Por lo que respecta a la observación de que no se efectuó la retención del Impuesto al ValorAgregado (IVA) a siete facturas de proveedores extranjeros, de conformidad con el artículo 3, párrafotercero de la Ley del Impuesto citado, este párrafo se relaciona con el supuesto previsto en el artículo1-A, fracción III, que obliga a efectuar retención del IVA que se traslade por la adquisición de bienestangibles o los usen o gocen temporalmente, que enajenen u otorguen residentes en el extranjero sinestablecimiento permanente en el país, para efectos del concepto de enajenación el artículo 10 de laLey del IVA, señala que esta se da cuando el bien se encuentre en territorio nacional al efectuarse elenvío al adquirente. Esto no se configura para efectos de las facturas en cuestión, ya que PEMEXExploración y Producción hace la adquisición de bienes ubicados en el extranjero”.Con oficio núm. PEP-SAF-GCG-16-2010 de fecha 6 de enero de 2010, la Gerencia de Control deGestión de PEP proporcionó el oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SF-007-2010 de fecha 5 de enero de2010, emitido por la Subgerencia Fiscal de PEP en el cual informó respecto al resultado núm. 6, losiguiente:“En su momento se señaló que la empresa International Security and Defence Systems Ltd., nodebería trasladar el IVA en su factura, conforme a lo señalado en los artículos 1 y 24 de la ley de lamateria, lo anterior se fundamenta en que la empresa International Security and Defence Systems Ltd.,es residente en el Estado de Israel, situación por la cual no tiene la obligación de tributar en México;276

Sector Energíapor lo que se refiere a los servicios que prestó en territorio nacional, estos no fueron importados pordicha empresa, por lo tanto no facturó el IVA.Tomando en consideración lo antes expuesto, podemos señalar que para proceder a la retención delIVA conforme al artículo 3, párrafo tercero de la ley de la materia, es necesario que el residente en elextranjero traslade el IVA en su factura, situación que no es aplicable para el caso en cuestión y por lomismo la empresa en su factura no traslada el IVA respectivo, con fundamento en el artículo 1-A,párrafo primero de la ley de la materia que textualmente señala:‘Están obligados a efectuar la retención del impuesto que se les traslade, los contribuyentes que seubiquen en alguno de los siguientes supuestos…’.”Con oficio núm. PEP-SAF-GCG-1300-2009 de fecha 11 de diciembre de 2009, la Coordinación de laAtención de la Auditoría de PEP proporcionó nota informativa núm. PEP-SRMNE-GAF-SRF-3-1686-2009 de fecha 10 de diciembre de 2009, emitida por la Gerencia de Administración y Finanzas, RegiónMarina Noreste de PEP en la cual informó respecto al resultado núm. 6, lo siguiente:“En cuanto al incumplimiento de los artículos 31, fracción III de la Ley del Impuesto sobre la Renta y el29-A, fracción I del Código Fiscal de la Federación, no se da tal incumplimiento ya que la facturaciónen cuestión cumple con los requisitos citados, en cuanto al Impuesto Sobre la Renta los comprobantescumplen para ser deducibles y por lo que respecta a que cuenten con la denominación o razón socialde quien lo expida, conforme al Código Fiscal, también se cumple. Cabe mencionar que PEMEXExploración y Producción (Cliente) tiene celebrado un contrato con lntegrated Trade Systems (ITS)vigente y que es filial de Petróleos Mexicanos, en el cual se establece en su Cláusula Cuarta laIntervención de ITS que indica: ‘El carácter con el que intervendrá ITS como prestador de serviciosestará limitado a ser un coadyuvante del cliente en el desahogo de fases relativas a la proveeduríaintegral de bienes, arrendamientos y servicios diversos de importación a México, a través de laejecución de acciones especificas requeridas por el cliente. Al efecto, mediante el presenteinstrumento el cliente otorga a ITS un mandato mercantil en términos de los artículos 273 al 308 delCódigo de Comercio, y del apartado de importación de las POBALINES vigentes, para que por sucuenta y orden, lleve a cabo las acciones específicas de naturaleza mercantil que por escrito, detiempo en tiempo, instruya el cliente de acuerdo con el formato correspondiente de oficio deinstrucciones específicas incluido en los apéndices 6A y 6B del presente contrato’.277

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Conforme a lo anteriormente citado, los comprobantes revisados cumplen con las disposicionesfiscales para efectos de comprobación, se anexa copia de la cláusula IV del contrato de servicios entrePEMEX Exploración y Producción y lntegrated Trade Systems INC. (ITS) y copia de las ‘Políticas,bases y lineamientos generales de suministro en materia de adquisiciones, arrendamientos y serviciospara Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales (POBALINES)’ (ANEXO IV)”.278

Sector EnergíaVII.1.7.4.4.Auditoría:Costos de Explotación y Gastos de Exploración por Mano de Obra08-1-18T4L-02-0322Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar que las erogaciones por mano de obra incluidas en los costos de explotación y gastos deexploración del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos se ejercieron, recibieron, registraron ydedujeron de conformidad con la normativa.AlcanceUniverso Seleccionado:20,832,197.1 miles de pesosMuestra Auditada:4,441,945.9 miles de pesosPara la determinación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos correspondiente a 2008, PemexExploración y Producción (PEP) informó 81,040,309.8 miles de pesos como costos para la explotaciónde los yacimientos de petróleo crudo o gas natural y gastos de exploración, transportación o entregade los hidrocarburos efectivamente pagados, ambos conceptos establecidos en el artículo 254,fracción IV, del “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federalde Derechos, en materia de hidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decretoque reforma diversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos,publicado el 21 de diciembre de 2005”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 1º de octubre2007, y vigente en 2008.279

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008De los costos y gastos mencionados, se consideró como universo a revisar 20,832,197.1 miles depesos, reportados por PEP como costos para la explotación de los yacimientos de petróleo crudo ogas natural y gastos de exploración, transportación o entrega de los hidrocarburos por concepto demano de obra (referidos en adelante como costos y gastos por mano de obra, para efectos de esteinforme), de los cuales se seleccionó una muestra de 4,441,945.9 miles de pesos, el 21.3%,conformados como sigue:COSTOS Y GASTOS POR MANO DE OBRA SELECCIONADOS, 2008(Miles de pesos)Concepto a analizarDOSHGastos por mano de obra reportados en el Centro 743,528.5Operativo 22821Gastos por mano de obra reportados en el Centro 955,235.7Operativo 22851Gastos por mano de obra reportados en el Centro 2,587.7Operativo 52500Gastos por mano de obra reportados en el Centro de 160,329.5Trabajo 202Gastos por Incentivo al desempeño 1,266,922.7Gastos por rendimientos 451,535.5Gastos por aguinaldo 861,806.3Total 4,441,945.9Áreas RevisadasLas subgerencias de Tesorería, de Presupuestos, de Operación Financiera, y Fiscal adscritas a laGerencia de Recursos Financieros de Pemex Exploración y Producción; así como los CentrosOperativos de Recursos Humanos 22821 “Activo Integral Samaria Luna”, 22851 “Región Sur BellotaChinchorro” de la Región Sur, 52500 “Región Marina Noreste” de la Región Marina Noreste y laCoordinación Ejecutiva de Recursos Humanos de Pemex Exploración y Producción adscritos a laSubdirección Corporativa de Recursos Humanos de Petróleos Mexicanos.Procedimientos de Auditoría1. Analizar las percepciones y deducciones del ejercicio 2008 correspondientes al personalsindicalizado y de confianza reportadas en el SUNPEP (Sistema Único de Nóminas de PemexExploración y Producción), de conformidad con el Contrato Colectivo de Trabajo de Pemex yOrganismos Subsidiarios, con el Reglamento de Trabajo del Personal de Confianza de Pemex y280

Sector EnergíaOrganismos Subsidiarios y del Procedimiento Administrativo para el registro de la nómina detrabajadores activos en SAP-SUNPEP con clave 200-15300-PA-08.2. Analizar y verificar los pagos netos de nóminas del personal sindicalizado y de confianza delejercicio 2008 de acuerdo con el Contrato Colectivo de Trabajo de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios, del Reglamento de Trabajo del Personal de Confianza de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios y del Procedimiento Administrativo para el registro de lanómina de trabajadores activos en SAP-SUNPEP con clave 200-15300-PA-08.3. Comprobar los pagos por concepto de "Aguinaldo" efectuados durante 2008 al personalsindicalizado y de confianza de Pemex Exploración y Producción, de acuerdo con el ContratoColectivo de Trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, el Reglamento deTrabajo de Personal de Confianza de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, losartículos 89 y 90 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y de lasmatrices contables presupuestales emitidas por Pemex Exploración y Producción.4. Analizar los pagos por "Rendimientos Petroleros" efectuados al personal sindicalizado y deconfianza durante 2008, de conformidad con el Contrato Colectivo de Trabajo de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios, el Reglamento de Trabajo de Personal de Confianza dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, los artículos 89 y 90 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria y de las matrices contables presupuestales emitidaspor Pemex Exploración y Producción.5. Analizar el registro contable, presupuestal y pagos efectuados al personal de confianza porconcepto de "Incentivo al Desempeño" del ejercicio 2008 de conformidad con los artículos 88, 89y 90 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria; del Reglamento deTrabajo de Personal de Confianza de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios; de losCriterios para el otorgamiento, pago y suspensión del Incentivo al Desempeño del personal deconfianza de niveles 30 al 43 de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios; y de lasmatrices contables presupuestales emitidas por Pemex Exploración y Producción.6. Verificar que los costos y gastos por concepto de mano de obra de personal sindicalizado y deconfianza del ejercicio 2008 se registraron en la contabilidad de acuerdo con los artículos 90, 93 y99 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, el ProcedimientoAdministrativo para el registro de la nómina de trabajadores activos en SAP-SUNPEP y lasmatrices contables presupuestales emitidas por Pemex Exploración y Producción.281

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 20087. Verificar que los costos y gastos por mano de obra informados por Pemex Exploración yProducción se registraron en los renglones presupuestarios y presentaron en la Cuenta Pública2008, de conformidad con los artículos 1º, párrafo segundo; 45, párrafos cuarto, 86, 87 y 90 de laLey Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 10, párrafo primero, de sureglamento; así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "ControlPresupuestario".8. Verificar que las deducciones por costos de explotación y gastos de exploración por mano deobra se dedujeron en el cálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos del ejercicio 2008, deconformidad con el artículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos y del ProcedimientoAdministrativo para clasificar las Deducciones de Costos y Gastos, conforme al régimen fiscalseñalado en la Ley Federal de Derechos.Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1Sin ObservacionesA fin de verificar el procedimiento que aplicó Pemex Exploración y Producción (PEP) para determinarlas deducciones de los costos para la explotación de los yacimientos de petróleo crudo o gas natural ygastos de exploración, transportación o entrega de los hidrocarburos correspondientes al ejercicio de2008, se analizó el “Procedimiento administrativo para clasificar las deducciones de costos y gastos,conforme al régimen fiscal señalado en la Ley Federal de Derechos”, clave 200–74000–PA–220,autorizado en septiembre de 2008 por la Gerencia de Recursos Financieros, publicado en laNormateca Institucional de Petróleos Mexicanos y vigente en el ejercicio fiscal de 2008, en el cual seestablece que los responsables de su aplicación son las subgerencias de Presupuestos, Tesorería,Costos, Fiscal y Gestión Estratégica.En el procedimiento se dispone, entre otras actividades, que la Subgerencia Fiscal difunda a lasdemás áreas que intervienen en él, las premisas señaladas en la Ley Federal de Derechos en relacióncon la clasificación de los costos y gastos por concepto fiscal, en Costos de Explotación deYacimientos (CEDY), Gastos de Exploración (GEXPL), Gastos de Transporte (GTRAN), Gastos deEntrega (GENT) y Mantenimientos no Capitalizables (INMC), de conformidad con el Anexo 4 delprocedimiento. Conforme a esa distribución, la Subgerencia Fiscal informó sobre el total de costospara la explotación de los yacimientos de petróleo crudo o gas natural y gastos de exploración,transportación o entrega de los hidrocarburos del ejercicio 2008, por 81,040,309.8 miles de pesos,como sigue:282

Sector EnergíaDISTRIBUCIÓN DE COSTOS Y GASTOS POR CONCEPTO FISCALCUENTA PÚBLICA 2008(Miles de pesos)CEDY GEXPL GTRAN GENT INMC Total71,234,609.6 3,268,144.8 1,726,576.3 1,228,920.8 3,582,058.3 81,040,309.8FUENTE: Base de datos de costos y gastos del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH)2008, proporcionada por la Gerencia de Recursos Financieros de PEP.Se analizó el procedimiento mencionado y se observó que PEP carece de criterios claros y definidospara determinar los costos y gastos por mano de obra, ya que el “Procedimiento Administrativo paraclasificar las deducciones de costos y gastos conforme al régimen fiscal, señalado en la Ley Federalde Derechos”, con clave 200-74000-PA-220, presentó las deficiencias siguientes:1. No define el área encargada de establecer las premisas fiscales, ni específica cuáles son éstas,ni los criterios utilizados para clasificar los costos y gastos en esas premisas; y el procedimientosólo especifica que son difundidas por la Subgerencia Fiscal.2. No establece el procedimiento ni los criterios utilizados para la selección de los ProgramasTarea Tipo considerados para efectos fiscales.3. No se precisan los procedimientos que aplica la entidad para garantizar que los reportes deerogaciones programables y no programables elaborados y enviados por las subgerencias dePresupuestos y Tesorería a la Subgerencia de Costos, contengan únicamente costos y gastosregistrados, ya que sólo se extrae la información del sistema SAP R/3 considerando losconceptos “efectivamente pagados”, independientemente del registro contable que se asocie.En este caso, se constató que la integración de costos y gastos del DOSH de 2008 incluyó unmonto de 55,921,284.4 miles de pesos registrados en cuentas de balance y de ingresos.Al respecto, la entidad fiscalizada informó que la Subgerencia Fiscal coordinó diversas reuniones detrabajo multidisciplinarias con las subgerencia de Costos, Activo Fijo, Presupuestos, Tesorería y deOperación Financiera, para determinar las premisas de ley en materia, su alcance e integración, asícomo los criterios de aplicación.La entidad proporcionó el correo electrónico del 21 de junio de 2006 en el que se remite un archivo conel layout requerido por el área de costos para la separación de conceptos fiscales, y con la relación delos rubros que deben considerarse para la integración de gastos revisados por el área fiscal, para que283

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008posteriormente esta información se envíe al área de costos y se proceda a separar los conceptosfiscales en costos de explotación, gastos de exploración, gastos de transporte o entrega dehidrocarburos y mantenimiento no capitalizable, de acuerdo con los criterios acordados. Dichoscriterios clasifican los conceptos fiscales de la siguiente manera:Indicador de Costos Rubro Fiscal ClaveDesarrollo Costos de Explotación de Yacimientos CEYDescubrimiento Gastos de Exploración GEXPLProducción o Extracción Costos de Explotación de Yacimientos CEYTransporteGastos de Transporte o Entrega de GTEHHidrocarburosMantenimientoDesarrollo Mantenimiento no capitalizable MNCDescubrimiento Mantenimiento no capitalizable MNCTransporte Mantenimiento no capitalizable MNCLos criterios o premisas para seleccionar los programas y tareas tipo están contenidos en el“Procedimiento Administrativo para la Identificación de Registros del Gasto de Flujo de Efectivo queaplican como Deducibles para el Régimen Fiscal de PEP” con clave 200-74000-PA-233, de enero de2009. Con el oficio núm. SRH-CERH-PEP-1164-2009 del 22 de septiembre de 2009, la CoordinaciónEjecutiva de Recursos Humanos de PEP informó a la Gerencia de Organización y DesarrolloInstitucional que este procedimiento fue revisado, por lo que no existe inconveniente en obtener elregistro respectivo.El objetivo del procedimiento es establecer una secuencia lógica y ordenada de actividades quepermitan homologar el proceso de identificación de los costos y gastos deducibles conforme al régimenfiscal aplicable a PEP, teniendo como base los documentos efectivamente pagados, es decir, deacuerdo con el flujo de efectivo en la base presupuestal.Asimismo, se analizó la aplicación del “Procedimiento Administrativo para el cálculo y entero delDerecho Ordinario sobre Hidrocarburos DOSH” con clave 200–74000–PA–202, autorizado por laGerencia de Recursos Financieros el 17 de agosto de 2007 y vigente en 2008, y se constató que laSubgerencia de Costos creó una base de datos a partir de las erogaciones programables y noprogramables, generadas por las Subgerencias de Presupuestos y Tesorería, respectivamente. Deacuerdo con el numeral 24 del procedimiento administrativo, mediante correo electrónico del 30 demarzo de 2009 se envió a la Subgerencia Fiscal el archivo de los costos y gastos en forma mensual yacumulado anual para 2008, con base en el Catálogo de tarea tipo, como se muestra a continuación:284

Sector EnergíaDISTRIBUCIÓN DE COSTOS Y GASTOS POR CONCEPTO FISCAL Y GRUPO DE CLASECUENTA PÚBLICA 2008(Miles de pesos)Concepto Fiscal CEDY GEXPL GTRAN GENT INMC TOTAL %MO Mano de obra 17,940,855.4 1,352,678.3 297,400.1 710,635.9 530,627.4 20,832,197.1 25.7MR Modificaciones, 15,365,880.4 73,521.6 76,153.9 4,842.5 1,801,238.1 17,321,636.5 21.4reacondicionamientoy mantenimiento porcontratoCI Compras5,947,091.4 306,224.5 508,838.0 0.0 878.6 6,763,032.5 8.3interorganismosSV Servicios varios 5,580,583.9 445,255.2 282,758.3 195,052.8 255,265.5 6,758,915.7 8.3contratadosMA Materiales 4,534,248.0 58,569.2 65,676.0 39,566.6 719,792.7 5,417,852.5 6.7PF Servicios deperforacióncontratados4,819,925.8 252.0 0.0 0.0 23,367.0 4,843,544.8 6.0AR Arrendamiento 4,089,698.4 20,418.3 1,331.4 112,857.7 5,883.9 4,230,189.7 5.2IN Investigación y 3,107,215.5 591,601.8 72,490.7 0.0 124,632.0 3,895,940.0 4.8estudios porcontratoME Servicios médicos 3,072,221.7 225,430.5 264,531.7 0.0 0.0 3,562,183.9 4.4NI Nitrógeno y2,653,274.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2,653,274.0 3.3químicosVA Gastos varios 2,221,478.6 149,489.6 15,986.6 12,079.4 88,938.2 2,487,972.4 3.0FL Fletes 544,518.3 894.5 19,927.1 153,884.0 8,004.3 727,228.2 0.9TE Telecom 566,290.6 34,781.9 107,329.9 0.0 0.0 708,402.4 0.9SG Seguros e604,337.5 965.4 2,263.5 1.9 23,430.6 630,998.9 0.8indemnizacionesCO Administración del 186,990.1 8,062.0 11,889.1 0.0 0.0 206,941.2 0.3corporativo71,234,609.6 3,268,144.8 1,726,576.3 1,228,920.8 3,582,058.3 81,040,309.8 100.0FUENTE: Base de datos de costos y gastos del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos de 2008, proporcionadapor la Gerencia de Recursos Financieros de PEP.De lo anterior, se determinó que los costos y gastos por mano de obra, materia de esta auditoría,clasificados como MO- Mano de Obra por 20,832,197.1 miles de pesos, representaron el 25.7% deltotal de costos y gastos del ejercicio 2008 informados por PEP.Se solicitaron a PEP las posiciones financieras, las cuentas contables y los programas y tareas tipo,relacionados con la mano de obra para considerarse como deducibles en el cálculo del DOSH, asícomo los criterios para seleccionar los mismos; en respuesta, informó que “no existe necesariamenteuna relación entre Programa Tarea Tipo y el grupo de clase Mano de Obra, el cual está compuesto poruna serie de posiciones financieras (las cuales se anexaron). Para el caso particular del ejercicio fiscal285

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 20082008, los Programas y Tareas Tipo que tuvieron un componente del grupo de clase Mano de Obra (seanexó integración), la cual no es constante y puede cambiar de un ejercicio a otro, y el criterio con elque se seleccionaron los Programas y Tareas Tipo fueron asociados a la operación de la empresa, loscuales pueden o no incluir el concepto de mano de obra, tal y como lo establece el artículo 254 de laLey Federal de Derechos”. Además PEP señaló que “las deducciones por cualquier concepto nodependen de las posiciones financieras, sino de los Programas y Tareas Tipo asociados a la operaciónde la empresa, y pueden o no incluir el concepto de mano de obra, tal y como lo establece el artículo254 de la LFD”.La entidad proporcionó la relación de posiciones financieras, las cuentas contables asociadas a manode obra y los programas y tareas tipo utilizados para seleccionar y clasificar los costos y gastosdeducibles, sin embargo, no fue posible determinar la relación entre el programa y tarea tipo de losregistros con la cuenta contable y su posición financiera, ya que no existe un vínculo directo entreestos datos.Conviene señalar que el programa tarea tipo que PEP considera como dato principal para seleccionarlos costos y gastos por mano de obra que se considerarán deducibles, no es un dato creado paracalcular el DOSH, ya que forma parte del “programa presupuestario o área funcional”, el cualconstituye una clave de 16 dígitos alfanuméricos creada para llevar el control del presupuesto tanto endevengable como en flujo de efectivo, y homologar la estructura presupuestal en forma institucional.De lo anterior se concluye que en el ejercicio fiscal de 2008 no se contaba con los criterios fiscalesespecíficos ni definidos para determinar los costos y gastos deducibles, de acuerdo con el artículo 254,fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, debido a que el “Procedimiento Administrativo para laIdentificación de Registros del Gasto de Flujo de Efectivo que aplican como Deducibles para elRégimen Fiscal de PEP”, con clave 200-74000-PA-233, se formalizó en el ejercicio fiscal de 2009, ycomo resultado de las reuniones multidisciplinarias realizadas en el 2006 no se definió ni determinófiscalmente lo relacionado con los costos de exploración y gastos de explotación de mano de obra parael ejercicio fiscal de 2008.Por otra parte, de acuerdo con las Normas de Información Financiera (NIF) vigentes en 2008, la NIF B-3 “Estado de Resultados”, para clasificar sus costos y gastos una entidad debe utilizar alguno de losdos criterios siguientes, o una combinación de ambos:a) Clasificación por función. Muestra en rubros genéricos los tipos de costos y gastos atendiendo asu contribución a los diferentes niveles de utilidad o pérdida dentro del estado de resultados. Lacaracterística fundamental de esta clasificación es separar el costo de ventas de los demáscostos y gastos. Comúnmente, los sectores comercial e industrial utilizan esta clasificación.286

Sector EnergíaCuando se emplea una clasificación basada en la función, los gastos generales se agrupan enrubros genéricos como: gastos de venta, de administración, de investigación y otros. Los gastosde venta son los que se derivan de los esfuerzos de la entidad para comercializar sus bienes oservicios. Los gastos de administración son aquellos en los que incurre la entidad para controlarsus operaciones. Los gastos de investigación son los que se desprenden de la búsqueda denuevas alternativas de productos y servicios.b) Clasificación por naturaleza. Desglosa los rubros de costos y gastos, atendiendo a la esenciaespecífica del tipo de costo o gasto de la entidad; es decir, no se agrupan en rubros genéricos.Usualmente el sector servicios utiliza esta clasificación. En una clasificación basada en lanaturaleza; los gastos generales deben desglosarse en sus componentes principales. Unejemplo de este desglose es el siguiente: a) consumo de inventarios; b) sueldos, prestaciones ydemás beneficios a los empleados; c) depreciación y amortización; d) comisiones; e)mantenimiento; f) publicidad; y g) otros gastos generales.La entidad fiscalizada informó que PEP presentó su estado de resultados por función, de acuerdo conel párrafo 23 de la NIF B-3 “Estado de Resultados”, el cual señala: “El costo de ventas sólo sepresenta en una clasificación por función…”, donde se precisa que “Cuando se emplea unaclasificación basada en la función, los gastos generales se agrupan en rubros genéricos, tales comogastos de venta, de administración, de investigación y otros”. En ese sentido, los rubros genéricos queutilizó PEP están clasificados en el Catálogo de cuentas autorizado para el grupo PEMEX por laSecretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y los principales rubros del costo de ventas delorganismo son las compras interorganismos, los gastos de operación de campos petroleros, los gastosde exploración y los gastos de perforación. No obstante, en las cuentas de ocho dígitos se obtienemayor detalle en la clasificación de los gastos por su naturaleza, como mano de obra, adquisición demateriales, honorarios, depreciación, etc. Sin embargo, las actividades de exploración y explotaciónpueden requerir varios de estos conceptos, por lo que su clasificación se realiza a partir de la forma enque fue autorizado el ejercicio de los recursos, mediante los programas y tareas tipo que efectúan losdepartamentos que desarrollan las actividades de exploración y explotación de yacimientos, encumplimiento de la NIF. B-3 “Estado de Resultados”.287

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 2 Observación Núm. 1Con la finalidad de identificar la parte deducible de los costos y gastos por mano de obra, objeto deesta revisión, se obtuvieron los reportes auxiliares de 2008 del SAP R/3, que muestran el detalle de losmovimientos registrados en las cuentas contables de cada concepto, y se compararon datos delimporte, la posición financiera, el centro gestor, el programa presupuestario, el documento contable ycuenta de mayor, con la información presentada por Pemex Exploración y Producción (PEP) en labase de datos de costos y gastos del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH); con losresultados siguientes:COMPARATIVO DE COSTOS Y GASTOS POR MANO DE OBRA DEDUCIBLES, 2008Proceso denóminaConcepto a analizar(Miles de pesos)Contabilidad SAPR/3Importesusceptible adeducir DOSH% fiscalLocal Gastos por mano de obra reportados enel Centro Operativo 22821 (Centro deTrabajo 296) 772,114.0 743,528.5 96.3Local Gastos por mano de obra reportados enel Centro Operativo 22851 (Centro deTrabajo 295) 963,329.2 955,235.7 99.2LocalGastos por mano de obra reportados enel Centro Operativo 52500 3,483.0 2,587.7 74.3LocalGastos por mano de obra reportados enel Centro de Trabajo 200 689,869.0 0.0 0.0LocalGastos por mano de obra reportados enel Centro de Trabajo 202 130,932.3 160,329.5 122.5Central Gastos por Incentivo al Desempeño 2,322,729.1 1,266,922.7 54.5Central Gastos por Rendimientos 276,935.0 451,535.5 163.0Central Gastos por Aguinaldo 1,357,821.2 861,806.3 63.56,517,212.8 4,441,945.9FUENTE: Registros contables de SAP R/3 y base de datos de costos y gastos del DOSH, ejercicio 2008.Conviene señalar que, de conformidad con lo dispuesto en los “Criterios para el otorgamiento, pago ysuspensión del Incentivo al Desempeño del personal de confianza de niveles 30 al 43 de Pemex yOrganismos Subsidiarios”, el Incentivo al Desempeño no forma parte del salario, ni es una prestacióndel trabajador, por lo que la entidad no emite recibos de pago por este concepto a sus empleados, sóloefectúa el pago mediante un depósito mensual en las mismas cuentas bancarias que les deposita susalario.La Subgerencia Fiscal de PEP informó que “las deducciones autorizadas deberán de estar amparadascon documentación que reúna los requisitos de las disposiciones fiscales, excepto cuando dichos288

Sector Energíapagos se hagan por la prestación de un servicio personal subordinado”, de conformidad con el artículo31, fracción III, de la Ley del Impuesto sobre la Renta. También señaló que para efectos fiscales lospagos del Incentivo al Desempeño “se tipifican como pagos por un servicio personal subordinado”, ymencionó lo establecido en el artículo 118, fracciones I, II y VI, del Impuesto sobre la Renta, el cualdispone que “los pagos que a la vez sean ingresos en los términos del Capítulo I del Título IV de estaLey, se podrán deducir siempre que cumplan con las siguientes obligaciones: 1) efectuar lasretenciones señaladas en el artículo 113 de la Ley del ISR; 2) proporcionar a las personas quehubieran prestado servicios personales subordinados, constancia de remuneraciones cubiertas, deretenciones efectuadas, y 3) solicitar a las personas que contraten para prestar servicios subordinadoslos datos necesarios a fin de inscribirlos en el Registro Federal de Contribuyentes”.Al respecto, con motivo de la reunión de resultados finales y observaciones preliminares PEPproporcionó las constancias de sueldos, salarios, conceptos asimilados y crédito al salario de 68empleados, seleccionados como muestra, e informó que incluyeron la percepción anual que obtuvocada empleado por Incentivo al Desempeño, y presentó “un ejemplo de la integración que realiza laSubgerencia Fiscal del concepto de ‘otros ingresos’ de agosto”. Sin embargo, no fue posible identificarla percepción mensual por el Incentivo al Desempeño de los 68 empleados revisados en la constanciade sueldos y salarios, ya que no se contó con el desglose de los importes de las partidas y/oconceptos contenidos en el concepto de “otros ingresos”.Cabe señalar que conforme a los registros de PEP los 68 empleados seleccionados recibieron en total5,697.4 miles de pesos de incentivo al desempeño.a) Por otra parte, se solicitó a PEP la integración de los costos y gastos por mano de obraregistrados en los centros operativos 22821, 22851 y 52500, presentados en flujo de efectivo ycon los dos tipos de gasto: inversión y operación. La entidad proporcionó bases de datos con lainformación siguiente: activo, centro gestor, programa presupuestario/área funcional, fondo,renglón del gasto, descripción del renglón, origen, documento de pago, cuenta de mayor yacreedor. Con la información proporcionada se aplicaron pruebas consistentes en comparardatos idénticos de posición financiera, programa presupuestario, cuenta contable y centrogestor, contenidos en las bases de datos proporcionadas por cada centro operativo, con los dela base de datos fiscal que muestra los costos y gastos por mano de obra del DOSH, y sedeterminaron las inconsistencias siguientes:289

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008INCONSISTENCIAS EN LA DETERMINACIÓN DE COSTOS Y GASTOSDE DOSH POR CONCEPTO DE MANO DE OBRA, 2008(Miles de pesos)InconsistenciaCentro de Trabajo295 296TotalImportes reportados en DOSH deconceptos no identificados en el registrocontable del Centro de Trabajo. 1,563.2 0.0 1,563.2Importes reportados en DOSH con montossuperiores al registro contable del Centrode Trabajo. 4,756.7 51.7 4,808.4Importes no reportados en el DOSH,registrados en el Centro de Trabajo. . 14,413.4 28,633.9 43,047.3Total 20,733.3 28,685.6 49,418.9FUENTE: Base de datos de costos y gastos del DOSH 2008 y base de datosproporcionada por los centros de trabajo 295 y 296.Por las inconsistencias mencionadas PEP incumplió el artículo 254, fracción IV, de la Ley Federal deDerechos.Finalmente, se constató que en los costos y gastos deducibles por mano de obra se incluyó un montode 293,865.8 miles de pesos de 20 contratos celebrados con proveedores de bienes y servicios,registrados en las posiciones financieras 222405000 y 235541200. La entidad fiscalizada informó queestas partidas se incluyeron en la mano de obra del DOSH porque su registro se encuentra asociado aposiciones financieras consideradas como mano de obra, en la que se incluye conceptos como:alimentación y hospedaje a trabajadores y adquisición de boletos de avión para viajes nacionales, aúncuando no correspondan a erogaciones derivadas de los procesos de nómina, debido a que laclasificación por grupo de clase de costo es interna y obedece a necesidades de presentación delOrganismo, pero no tiene afectación en la clasificación por concepto fiscal.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0322-03-001Solicitud de AclaraciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en los artículos 79, fracción II, párrafo tercero,de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15, fracción XV, y 88,fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, solicita a Pemex290

Sector EnergíaExploración y Producción que aclare y proporcione la documentación justificativa y comprobatoria de5,697.4 miles de pesos correspondientes a pagos de Incentivo al Desempeño del ejercicio de 2008,que se incluyeron como costos y gastos deducibles en el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, yaque en el apartado "otros ingresos" de las constancias de sueldos, salarios, conceptos asimilados ycrédito al salario de 68 empleados seleccionados como muestra, proporcionadas por la entidadfiscalizada, no fue posible identificar los importes correspondientes al concepto mencionado, ya queese apartado abarca varios conceptos y no se contó con el desglose correspondiente, en cumplimientodel artículo 118, fracciones I, II y VI, de la Ley del Impuesto sobre la Renta.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0322-03-002Solicitud de AclaraciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en los artículos 79, fracción II, párrafo tercero,de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15, fracción XV, y 88,fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, solicita a PemexExploración y Producción que aclare y proporcione la documentación justificativa y comprobatoria de49,418.9 miles de pesos por concepto de inconsistencias en la determinación de los costos y gastosde dos centros de trabajo, como son: 1,563.2 miles de pesos reportados en el cálculo del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos (DOSH) y no identificados en el registro contable del Centro de Trabajonúmero 295; 4,808.4 miles de pesos reportados en el cálculo del DOSH con montos superiores alregistro contable de los Centros de Trabajo números 295 y 296, y 43,047.3 miles de pesos noreportados en el cálculo del DOSH y registrados en los dos Centros de Trabajo; en cumplimiento delartículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.291

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 3Sin ObservacionesA fin de verificar los procesos para determinar, controlar y registrar las remuneraciones a losempleados de Pemex Exploración y Producción (PEP), se analizaron las percepciones y deduccionesdel ejercicio 2008, correspondientes al personal sindicalizado y de confianza, así como su normativa.El Contrato Colectivo de Trabajo y el Reglamento de Trabajo del Personal de Confianza de PetróleosMexicanos (PEMEX) y Organismos Subsidiarios contienen las disposiciones de carácter general yregulaciones concretas sobre aspectos básicos del nexo laboral con el personal sindicalizado y deconfianza; además, establecen los distintos tipos de relación de trabajo, los requisitos para el ingreso yascenso, las jornadas, los horarios y el tiempo extra; la composición del salario y prestacioneseconómicas diversas, las movilizaciones y comisiones; las disposiciones en materia de seguridad yprevisión social; las prestaciones en los casos de muerte; la capacitación y desarrollo; las renuncias eindemnizaciones, jubilaciones y demás aspectos laborales. Los instrumentos creados y utilizados porPEMEX para procesar los derechos y obligaciones estipulados en el Contrato Colectivo de Trabajo yen el Reglamento de Trabajo del Personal de Confianza se integran en una serie de procedimientosadministrativos, manuales, lineamientos, circulares, criterios y guías, cuyo objetivo es definir las líneasque se deberán seguir para generar cada uno de los conceptos de nómina. Las fechas de ejecución delos procesos de nómina se programan con base en un calendario anual presupuestal, acordadopreviamente por la Gerencia de Recursos Financieros y las áreas de Recursos Humanos de PEP.La Dirección General de PEP creó las unidades de representación regional denominadas “CentrosOperativos de Recursos Humanos” (CORH), para administrar el pago de las remuneraciones a susempleados sindicalizados y de confianza, con dependencia lineal de las subdirecciones regionales,subdirecciones funcionales y los activos integrales.Las percepciones y deducciones del personal activo de PEP del ejercicio 2008 se distribuyeron en 26centros operativos de recursos humanos y se agruparon en cinco regiones, como sigue:292

Sector EnergíaCentrooperativoDISTRIBUCIÓN DEL PAGO DE NÓMINA POR CENTRO OPERATIVO DE PEP, 2008(Miles de pesos)Denominación Percepciones Deducciones Neto %12030 PMP Div. Norte 649,243.7 252,145.9 397,097.8 2.612070 Sector Operativo Perf . Altamira 162,964.0 70,976.4 91,987.6 0.612100 Unidad Oper. Perf. Veracruz 438,492.3 162,514.9 275,977.4 1.812206 Región Norte Reynosa (Burgos) 948,224.7 318,366.7 629,858.0 4.212400 Región Norte Altamira 490,906.1 206,126.3 284,779.8 1.912401 Región Norte S.O.C.A.N. 368,372.7 132,567.4 235,805.3 1.512450 Región Norte Veracruz 362,121.7 126,988.9 235,132.8 1.512460 Poza Rica Distrito 1,072,666.8 438,046.6 634,620.2 4.212470 Región Norte Reynosa (Burgos) 1,025,654.6 351,958.8 673,695.8 4.412490 Región Norte 501,285.0 209,675.4 291,609.6 1.9Total Región Norte 6,019,931.6 2,269,367.3 3,750,564.3 24.622801 Región Sur 1,116,800.9 454,542.4 662,258.5 4.422811 Región Sur Cinco Presidentes 1,270,033.4 504,723.0 765,310.4 5.022821 Activo Integral Samaria-Luna 1,403,432.6 630,614.0 772,818.6 5.122831 Región Sur Luna 117,785.9 47,845.8 69,940.1 0.522841 Región Sur Muspac 526,973.2 242,575.9 284,397.3 1.922851 Región Sur Bellota-Chinchorro 1,127,629.6 474,451.5 653,178.1 4.322861 Región Sur Jujo-Tecominoacan 745,433.1 293,283.1 452,150.0 3.022871 Región Sur Chilapilla-Colomo 706,462.2 257,522.3 448,939.9 3.0Total Región Sur 7,014,550.9 2,905,558.0 4,108,992.9 27.232700 Región Marina Suroeste Carmen 2,850,250.5 1,098,701.1 1,751,549.4 11.532701 Región Marina Suroeste Dos Bocas 1,384,471.4 506,818.6 877,652.8 5.8Total Región Marina Suroeste 4,234,721.9 1,605,519.7 2,629,202.2 17.352500 Región Marina Noreste 3,418,267.3 1,280,283.7 2,137,983.6 14.152702 Perforación Reg. Marina Noreste 2,821,596.5 1,024,097.0 1,797,499.5 11.852703 Perforación Resid. Serap. DB 125,751.3 45,989.4 79,761.9 0.5Total Región Marina Noreste 6,365,615.1 2,350,370.1 4,015,245.0 26.490050 Sede México 671,676.4 291,281.8 380,394.6 2.592000 Sede Villahermosa 433,319.7 192,886.5 240,433.2 1.692230 Perforación Sede Villahermosa 123,259.1 55,545.7 67,713.4 0.4Total sede 1,228,255.2 539,714.0 688,541.2 4.5Total PEP 24,863,074.7 9,670,529.1 15,192,545.6 100.0FUENTE: Detalle de nóminas de SUNPEP del ejercicio 2008 proporcionado por la Coordinación Ejecutiva deRecursos Humanos de PEP.293

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Los montos presentados en el cuadro anterior se obtuvieron de las nóminas del personal activogeneradas en el Sistema Único de Nómina de Pemex Exploración y Producción (SUNPEP), utilizadopara procesar el registro de contrataciones, absentismos, pagos y descuentos de la nómina delpersonal activo, de acuerdo con el “Procedimiento administrativo para el registro de la nómina detrabajadores activos en SAP-SUNPEP”, con clave 200-15300-PA-08, autorizado el 18 de febrero de2008 por la Gerencia Corporativa de Organización y Desarrollo Institucional de PEMEX, y vigente enese ejercicio.Se constató que los centros operativos elaboran la nómina en forma catorcenal (nóminasbisemanales), de conformidad con la cláusula 48 del Contrato Colectivo de Trabajo de PEMEX y susOrganismos Subsidiarios, y el artículo 42 del Reglamento de Trabajo del Personal de Confianza dePEMEX y Organismos Subsidiarios, en donde se indica que el pago de los salarios a los trabajadoressindicalizados y de confianza se efectuará cada catorce días en los lugares donde presten susservicios o en aquellos donde se ha venido acostumbrando en cada centro de trabajo, legalmente ydentro de su jornada, directamente o a través de instituciones bancarias.Se verificó que en los centros operativos de PEP también se ejecutan procesos diarios de nómina(nóminas diarias y “prontos pagos”), en cumplimiento de la cláusula 187 del Contrato Colectivo deTrabajo de PEMEX y Organismos Subsidiarios, la cual indica que en caso de contar con personal quelabora bajo condiciones especiales de trabajo en equipos e instalaciones marinas, el pago de salariosse realizará al término de la etapa de trabajo e incluirá las percepciones anticipadas por el descansoque genera su jornada especial (“Jornada 14 x 14” consiste en laborar 14 días y descansar 14 días).La captura de los pagos y descuentos son generados en forma local por las áreas regionales, y lospagos especiales en forma central, como es el caso de aguinaldo y rendimientos.Es importante señalar que, mediante el Acuerdo CA/039/2008 derivado de la sesión extraordinaria 787del Consejo de Administración de PEMEX celebrada el 2 de junio de 2008, se aprobó la modificaciónde la estructura básica de su Dirección Corporativa de Administración (DCA), la cual se está realizandode conformidad con el “Convenio de colaboración para la administración de los procesos, servicios yfunciones de recursos humanos y relaciones laborales en Petróleos Mexicanos”, celebrado entre laDCA y los Organismos Subsidiarios de Petróleos Mexicanos el 19 de junio de 2008, con el objeto detransferir la administración de los procesos de recursos humanos y relaciones laborales de dichosOrganismos a la DCA, por lo que esta última tendrá a su cargo la dirección, coordinación y ejecuciónde dichos procesos y servicios en los ámbitos central, regional y local, conforme a la estructura que ensu caso resulte de la aplicación de la integración señalada. Como resultado de lo anterior, en elejercicio 2008 la Subdirección de Recursos Humanos, Competitividad e Innovación de PEP fue294

Sector Energíasustituida por la Coordinación Ejecutiva de Recursos Humanos de PEP, adscrita a la SubdirecciónCorporativa de Recursos Humanos de PEMEX.Resultado Núm. 4 Observación Núm. 1El registro contable de la nómina del personal sindicalizado y de confianza de Pemex Exploración yProducción (PEP) se genera en forma diaria mediante una interfase de registro entre el Sistema Únicode Nómina de Pemex Exploración y Producción (SUNPEP) y el Sistema de Aplicaciones y Productosen el Procesamiento de Datos (SAP R/3), de conformidad con el “Procedimiento administrativo para elregistro de la nómina de trabajadores activos en SAP-SUNPEP”, con clave 200-15300-PA-08, en elcual se dispone que las áreas de Recursos Humanos del organismo deben realizar el registrocontable para que en forma posterior el área de Tesorería compense todos los documentos derivadosde la nómina del personal activo.El proceso inicia con el registro de la contratación; se verifica la disponibilidad presupuestal y,dependiendo si el presupuesto es de operación o inversión, es autorizado por la Gerencia deRecursos Financieros o la Gerencia de Recursos de Inversión. Una vez autorizada la suficienciapresupuestal, el contrato se reporta en el módulo “RH” en el SAP R/3, donde se especifica el fondo(clave de 10 caracteres que indica el origen de los recursos o la fuente de financiamiento segúnclasificación de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público) y centro gestor (clave de 8 caracteresque representa un área de la organización responsable de la elaboración y ejecución de unpresupuesto) que afectan el movimiento. Una vez registrados, los contratos son migrados al SUNPEP,el cual calcula los pagos con base en la información contractual, el direccionamiento presupuestal y elregistro de asistencia del trabajador.Los criterios de registro contable y presupuestal de nóminas del personal activo de PEP se especificanen los documentos denominados “Matrices contables presupuestales”, como se detalla a continuación:• En el caso de las nóminas pagadas con recursos del Presupuesto de Egresos de la Federacióny registradas en la sociedad de pago PEP, se aplicó la matriz denominada “Mecánica deregistro contable-presupuestal de la interfase de nómina para PEP V.4.5B”.• En cuanto a las nóminas pagadas con recursos provenientes de Proyectos de Impacto Diferidoen el Registro del Gasto (PIDIREGAS) y registradas en la sociedad de pago MTN (FideicomisoIrrevocable de Administración F/163) , se aplicó la matriz núm. 181 denominada “MatrizContable Presupuestal – Registro de la interfase de nómina en MTN”.295

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008• En las nóminas pagadas con recursos provenientes de PIDIREGAS, registradas en la sociedadde pago MT01 (Fideicomiso PEMEX Project Funding Master Trust), se aplicó la matriz número196 denominada “Matriz Contable Presupuestal – Interfase de nómina en MT-01”.Se constató que en las cuentas de orden denominadas “Ingresos y Egresos Virtuales”, utilizadas pararegistrar de la nómina del personal activo, se presentaron saldos deudores y acreedores pendientes decompensar al 31 de diciembre de 2008, como se detalla a continuación:CUENTAS DE INGRESOS Y EGRESOS VIRTUALES, SALDOS PENDIENTES DE COMPENSARAL 31 DE DICIEMBRE DE 2008SOCIEDAD DE PAGO PEP(Miles de pesos)Cuenta Descripción ImporteSaldo inicial Cargos Abonos Saldo final11050200 Ingresos y egresos virtuales nómina (202.6) 0.0 0.0 (202.6)11050600 Ingresos y egresos virtuales nóminaRegión Sur 5.2 0.0 0.0 5.211053000 Ingresos y egresos virtuales nóminaSede México Compensable 8,034.3 694,898.6 694,911.3 8,021.611053100 Ingresos y egresos virtuales nóminaSede México MTN Pidiregas (2,289.8) 676,563.8 682,480.6 (8,206.6)11054000 Ingresos y egresos virtuales nóminaRegión Marina Noreste Compensable (935.7) 1,498,523.8 1,498,393.2 (805.1)11054100 Ingresos y egresos virtuales nóminaRegión Marina Noreste MTN Pidiregas (1,407.5) 5,283,673.9 5,281,639.5 626.911055000 Ingresos y egresos virtuales nóminaRegión Norte Compensable 3,466.1 2,044,693.0 2,044,688.2 3,470.911055100 Ingresos y egresos virtuales nóminaRegión Norte MTN Pidiregas 278.4 4,606,807.5 4,606,943.9 142.011056000 Ingresos y egresos virtuales nóminaRegión Sur Compensable (501.9) 2,807,157.7 2,806,486.3 169.511056100 Ingresos y egresos virtuales nóminaRegión Sur MTN Pidiregas (10,624.6) 4,530,091.9 4,523,955.1 (4,487.8)11057000 Ingresos y egresos virtuales nóminaRegión Marina Suroeste Compensable 163.7 1,495,580.1 1,495,839.7 (95.9)11057100 Ingresos y egresos virtuales nóminaRegión Marina Suroeste MTN Pidiregas (213.8) 1,625,055.8 1,625,050.7 (208.7)Efecto neto (4,228.2) 25,263,046.1 25,260,388.5 (1,570.6)FUENTE: Cuentas contables extraídas de SAP R/3.296

Sector EnergíaCUENTAS DE INGRESOS Y EGRESOS VIRTUALES, SALDOS PENDIENTES DE COMPENSARAL 31 DE DICIEMBRE DE 2008SOCIEDAD DE PAGO MT01(Miles de pesos)Cuenta1105190011052002DescripciónImporteSaldo inicial Cargos Abonos Saldo finalIngresos y egresosvirtuales traspasos derec. Intersociedades -261,030,545.50 19,147,936.00 173,982,098.90 -415,864,708.40Ingresos y egresosvirtualesconcentraciones sede 296 296 296296Efecto neto (261,030,249.5) 19,148,232.0 173,982,394.9 -415,864,412.40FUENTE: Cuentas contables extraídas de SAP R/3.Al respecto, mediante la nota informativa del 29 de diciembre de 2009, la Subgerencia de OperaciónFinanciera aclaró que en la sociedad de pago MT01 se registra el proceso de las erogaciones bajo elesquema PIDIREGAS, y en la sociedad MT00 los financiamientos obtenidos por el Fideicomiso MasterTrust, por lo que se requiere transferir los recursos de una sociedad a otra para efectuar los pagoscorrespondientes. En virtud de que no es posible realizar un registro con cargo en una sociedad y decrédito en otra en el mismo documento, se utilizó la cuenta 1105 como conexión entre ambassociedades. Además la subgerencia aclaró que estas cuentas no se compensan porque representanla correspondencia entre una y otra sociedad; los saldos serán dados de baja en ambas sociedadescuando se liquide el fideicomiso, que corresponde a 415,864,412.4 miles de pesos, ya que la entidadproporcionó la “Matriz contable presupuestal de interfase de nómina en MT01” y la “Matriz contablepresupuestal de registro de la interfase de nómina en sociedad MTN”, en las cuales se acredita elregistro de las cuentas mencionadas en sociedades diferentes.Por otra parte, de los saldos presentados en las cuentas de ingresos y egresos virtuales de la sociedadPEP por un total de 1,570.6 miles de pesos, el Departamento Central de Nómina en PEP proporcionóel oficio núm. GARH/CDDN/DCNPEP/53/2010 del 15 de enero de 2010, con el programa de trabajooficial mediante el cual se coordinarán las actividades de análisis y depuración de las partidas abiertasde las cuentas virtuales de nómina, la cual se realizará conjuntamente con el área contable financiera,a fin de abatir el rezago de compensaciones de la cuenta 1105. Por lo anterior, al cierre de la revisión(enero de 2010) la entidad presentó un saldo total por depurar en las cuentas "Ingresos y EgresosVirtuales" de la sociedad de pago PEP por 1,570.6 miles de pesos, en incumplimiento de las matrices297

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008contables presupuestales de registro de interfase de nómina las cuales indican que estas cuentasdeben compensarse al final de cada ciclo de registro, ya que corresponden a una sola sociedad depago (PEP); así como de los artículos 90, 93 y 99 de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0322-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción depure las partidas abiertas de las cuentas virtualesde nómina por 1,570.6 miles de pesos, presentadas en las cuentas de Ingresos y Egresos Virtuales eimplemente mecanismos de control para fortalecer los procesos de registro contable que afecten adichas cuentas, en cumplimiento de los artículos 33, 35 y 36 de la Ley General de ContabilidadGubernamental.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 5Sin ObservacionesA fin de verificar el cumplimiento de la normativa aplicable a los procesos “especiales” de pago denómina generados en forma central, así como su registro y pago, se analizaron los conceptos derendimientos y aguinaldo del ejercicio de 2008.De conformidad con la cláusula 48, párrafo cuarto, del Contrato Colectivo de Trabajo de PetróleosMexicanos (PEMEX) y Organismos Subsidiarios, el patrón entregará por concepto de rendimientos asus empleados sindicalizados que hubiesen laborado cuando menos 60 días en el ejercicio anualcorrespondiente, en la primera catorcena de junio junto con sus salarios, una cantidad proporcional altiempo laborado equivalente a 20 días del promedio de los salarios ordinarios percibidos entre el 1º deenero y al 31 de diciembre del año anterior, a la base de los salarios vigentes en diciembre. Además, elartículo 53 del Reglamento de Trabajo del Personal de Confianza de PEMEX y Organismos298

Sector EnergíaSubsidiarios establece que el personal de confianza que hubiese laborado durante todo el ejercicioanual anterior, recibirá una cantidad equivalente a 16 días de salario ordinario vigente en diciembre deese año por concepto de rendimientos; si laboró cuando menos 60 días de ese ejercicio, pero menosdel año, tendrá derecho al pago proporcional de esta prestación. El pago de esta prestación serealizará dentro de los primeros catorce días del mes de junio.De acuerdo con el Sistema Único de Nómina de Pemex Exploración y Producción (SUNPEP), duranteel ejercicio 2008 Pemex Exploración y Producción (PEP) generó un total de 394,505.5 miles de pesospor concepto de rendimientos, los cuales fueron presentados en los conceptos de nómina 0092“Compensación Cláus. 48 (Rendimientos)”, por 272,623.4 miles de pesos, y 0096 “Compensación Art.53”, por 121,882.1 miles de pesos.El importe de los rendimientos registrados en las cuentas de mayor (de resultados) por 394,505.1miles de pesos, fue menor en 0.4 miles de pesos a los 394,505.5 miles de pesos presentados en elSUNPEP; esta diferencia no es significativa.Las cuentas de resultados que contienen los registros por concepto de rendimientos son las núms.61070577 “Compensación Cláusula 48 CCTV”, 62030577 “Compensación Cláusula 48 CCTV” y62070344 “Compensación Cláusula 48 CCTV”, de conformidad con la “Matriz contable presupuestaldel registro contable de Rendimientos en Sociedad PEP”, y la “Matriz contable presupuestal delregistro contable de rendimientos en sociedad MT01”.Se comprobó que los pagos por concepto de rendimientos se realizaron en la nómina de la primerabisemana de junio de 2008, en cumplimiento de la cláusula 48 del Contrato Colectivo de Trabajo dePEMEX y Organismos Subsidiarios, y del artículo 53 del Reglamento de Trabajo del Personal deConfianza de PEMEX y Organismos Subsidiarios.En la cláusula 152 del contrato colectivo de trabajo referido y en el artículo 48 del reglamento citado sedispone el pago por concepto de aguinaldo, y se establece que el patrón se obliga a pagar a lostrabajadores de planta sindicalizados y de confianza por concepto de aguinaldo el importe de 60 díasde salario ordinario, y 55 días del promedio de los salarios ordinarios percibidos en el añocorrespondiente, respectivamente.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, la entidadinformó que debido al incremento de salario, prestaciones y beneficios pactados con el Sindicato deTrabajadores Petroleros de la República Mexicana, en la revisión del Contrato Colectivo de Trabajopara el bienio 2007-2009, mediante el acuerdo número DCA-108 del 20 de julio de 2007, la DirecciónCorporativa de Administración autorizó hacer extensivos al personal de confianza de los niveles 8 al 43299

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008los incrementos otorgados al personal sindicalizado, por lo que el concepto de aguinaldo yrendimientos se incrementó a 60 y 20 días de salario ordinario vigente en diciembre de ese año, segúnconsta en el segundo punto de acuerdo.De conformidad con los importes reportados por el SUNPEP en el concepto de nómina núm. 241“Aguinaldo”, el pago de este concepto en el ejercicio de 2008 totalizó 1,305,326.4 miles de pesos, y serealizó en la primera catorcena de diciembre del mismo año, en cumplimiento de la cláusula 152,párrafo primero, del contrato colectivo citado, y del artículo 48, párrafo segundo, del Reglamento deTrabajo del Personal de Confianza de PEMEX y Organismos Subsidiarios.Se comparó el importe del aguinaldo reportado por la entidad mediante el SUNPEP por 1,305,326.4miles de pesos, con los cargos registrados en las cuentas de mayor (resultados), relacionadas condicho rubro por 1,305,463.9 miles de pesos, se obtuvo una diferencia de 137.5 miles de pesos,integrados por movimientos manuales adicionales a la interfase de dicho sistema.Las cuentas de mayor que contienen los registros por concepto de aguinaldo son las núms. 61070505“Aguinaldo”, 62030505 “Aguinaldo”, 62070008 “Aguinaldo (CL-152 CCTV) Personal PlantaSindicalizado”, 62070014 “Aguinaldo (CL-152 CCTV) Personal Transitorio Sindicalizado”, 62070023“Aguinaldo (CL-152 CCTV) Personal Planta Confianza”, 62070399 “Aguinaldo Personal TransitorioConfianza Cláusula 152”, 62076008 “Aguinaldo (CL-152 CCTV) Personal Planta Sindicalizado”,6207014 “Aguinaldo (CL-152 CCTV) Personal Transitorio Sindicalizado y 62076023 “Aguinaldo (CL-152 CCTV) Personal Planta Confianza”, de conformidad con la “Matriz contable presupuestal de lamecánica de registro contable de aguinaldo para PEP”, y la “Matriz contable presupuestal de registrode aguinaldo en MT01”.Resultado Núm. 6Sin ObservacionesA fin de verificar el cumplimiento de la normativa aplicable a los procesos locales de nómina, así comosu registro y pago, se analizaron los procesos de operación de la nómina efectuados en la Región Sury en la Región Marina Noreste de Pemex Exploración y Producción (PEP). De los 15,192,545.7 milesde pesos de pagos de nóminas de 2008 reportados por la entidad fiscalizada, 4,108,992.9 y4,015,245.0 miles de pesos correspondieron a la Región Sur y a la Región Marina Noreste, el 27.2% y26.4%, respectivamente. La integración de los pagos netos por centro operativo es la siguiente:300

Sector EnergíaPAGOS NETOS POR CENTRO OPERATIVO, 2008(Miles de pesos)Centro Denominación Total %22801 Región Sur 662,258.5 16.122811 Región Sur Cinco Presidentes 765,310.4 18.622821 Activo Integral Samaria-Luna 772,818.6 18.822831 Región Sur Luna 69,940.1 1.722841 Región Sur Muspac 284,397.3 6.922851 Región Sur Bellota-Chinchorro 653,178.1 15.922861 Región Sur Jujo-Tecominoacan 452,150.0 11.022871 Región Sur Chilapilla-Colomo 448,939.9 10.9Total Región Sur 4,108,992.9 100.052500 Región Marina Noreste 2,137,983.6 53.252702 Perforación Reg. Marina Noreste1,797,499.5 44.852703 Perforación Resid. Serap. DB79,761.9 2.0Total Región Marina Noreste 4,015,245.0 100.0FUENTE: Detalle de nóminas de SUNPEP del ejercicio 2008, proporcionadopor la Coordinación Ejecutiva de Recursos Humanos de PEP.Se seleccionaron los Centros Operativos de Recursos Humanos (CORH) de la Región Sur con losnúms. 22821 “Activo Integral Samaria Luna” y 22851 “Región Sur Bellota Chinchorro”; de la RegiónMarina Noreste se revisó el centro operativo 52500 “Región Marina Noreste”.Durante la visita realizada en agosto de 2009 a los CORH de Samaria Luna, Bellota Chinchorro yRegión Marina Noreste, ubicados en las regiones Sur y Marina Noreste se realizaron entrevistasselectivas al personal que operaba en forma directa el Sistema Único de Nómina de PEP (SUNPEP)para dar de alta los contratos, validar la información referente a ausencias, vacaciones, incapacidades,tiempo extra, dobletes, etc. Se constató que la información se captura en forma manual y es verificadapor los operadores de nómina responsables en cada CORH; una vez verificada se reporta mediantesistema al área de nómina central de PEP, en cumplimiento del “Procedimiento administrativo para elregistro de nómina de trabajadores activos en SAP - SUNPEP” con clave 200-15300-PA-08.En el CORH 52500 de la Región Marina Noreste se visitó la plataforma de exploración de PEP Akal-Cy se comprobó que a bordo de la plataforma se encontraba tanto personal sindicalizado como deconfianza, y que todos los empleados se desempeñaban indistintamente en jornada especialdenominada 14 x 14 (descanso acumulado), laborando durante 14 días y descansando los siguientes14 días, en cumplimiento de la cláusula 187 del Contrato Colectivo de Trabajadores de Petróleos301

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Mexicanos y Organismos Subsidiarios; asimismo, se informó que al personal se le proporcionanalimentos de buena calidad, alojamiento, ropa de cama, agua potable, jabón, vasos, etcétera, deconformidad con la cláusula 191 del citado contrato colectivo.Se observó que la Gestoría de Recursos Humanos, ubicada físicamente a bordo de la plataforma, esresponsable de verificar y controlar los movimientos del personal originados por los cambios deguardias; asimismo, el personal externo (contratistas), que también realiza sus labores a bordo de laplataforma está obligado a registrar su entrada y salida en el sistema que se implantó para tal efecto.Además, la Gestoría de Recursos Humanos utiliza reportes donde se incluyen los datos personales,los roles y las jornadas del personal que integró cada brigada (equipo de trabajo), los cuales fueronverificados y autorizados, en este caso, por el responsable del Centro Operativo 52500 y unrepresentante sindical.El pago de las jornadas al personal de plataforma se realizó al término de su etapa de trabajo, deacuerdo con la cláusula 202 del contrato colectivo en comento, ya que al existir diversos tipos dejornadas y roles asignados al personal, se considera razonable el cálculo y ejecución de las nóminasdenominadas “prontos pagos”, las cuales tienen como propósito principal procesar los pagos alpersonal de plataforma, para efectuarse exactamente el día en que éste desciende de la misma.Resultado Núm. 7 Observación Núm. 1En las deducciones de costos y gastos por mano de obra para la determinación del Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos PEP incluyó pagos correspondientes al incentivo al desempeño. En esteresultado y en el resultado número 2 se evalúa la razonabilidad de los pagos por este concepto.El incentivo al desempeño es el estímulo que se otorga al personal de confianza de niveles 30 al 43,de conformidad con el artículo 74 del Reglamento de Trabajo del Personal de Confianza de PetróleosMexicanos (PEMEX) y Organismos Subsidiarios, el cual dispone que “el patrón establecerá estímulosen efectivo para el personal de confianza cuyo nivel salarial medio, alto o superior, guarde plenaidentidad con la importancia real de sus respectivas funciones, actividades y responsabilidades. Lasnormas que al respecto se expidan deberán precisar las condiciones, circunstancias y periodicidad deestos estímulos comúnmente denominados Incentivo al Desempeño, su aplicación y vigencia estaráncondicionados al cumplimiento de los requisitos de puntualidad, asistencia, actitud, desempeño laboraly productividad que el patrón establezca”.302

Sector EnergíaAdemás, dicho artículo establece que el incentivo al desempeño podrá ser suspendido por causasjustificadas, con base en un dictamen elaborado por las respectivas Gerencias de Recursos Humanosu órganos equivalentes, el cual para que surta efectos debe ser sancionado por los subdirectores deAdministración y Finanzas en los organismos subsidiarios, y por el Gerente Corporativo de RecursosHumanos en el ámbito del Corporativo.La “Norma para el otorgamiento y pago del Incentivo al Desempeño del personal de confianza deniveles 30 al 43 de PEMEX y Organismos Subsidiarios” estuvo vigente de octubre de 2003 a febrerode 2008 y fue autorizada por la Gerencia Corporativa de Recursos Humanos adscrita a la DirecciónCorporativa de Administración de PEMEX. A partir de marzo de 2008, la Dirección Corporativa deAdministración de PEMEX emitió y autorizó el documento denominado “Criterios para el otorgamiento,pago y suspensión del Incentivo al Desempeño del personal de confianza de niveles 30 al 43 dePEMEX y Organismos Subsidiarios” (criterios), que dejaron sin efecto la norma aplicada anteriormente.De acuerdo con los criterios señalados, el Incentivo al Desempeño no forma parte del salario, ni es unaprestación del trabajador; su pago se realiza en forma mensual y es proporcional en el caso dequienes hayan ocupado durante el mes las plazas de confianza que no estén vacantes de formadefinitiva; para hacerse acreedor a éste es necesario satisfacer los requisitos de puntualidad,asistencia, actitud, desempeño laboral y productividad.El cumplimiento de los requisitos de puntualidad y asistencia se valida en cada Centro de Trabajomediante los reportes de asistencias que emite el Sistema Único de Nómina (SUNPEP).Con el objetivo de identificar los elementos (además de los reportes de asistencia del SUNPEP) queconsideró la entidad para otorgar el Incentivo al Desempeño correspondiente a 2008, y a fin deconstatar el cumplimiento de los requisitos de actitud, desempeño laboral y productividad por parte delempleado sujeto a este estímulo, se solicitaron las evaluaciones mensuales de 74 empleados deconfianza de niveles 30 al 43. En respuesta PEP informó que no realiza evaluaciones al desempeño.Con lo anterior, se constató que la entidad no cuenta con los elementos y/o herramientas suficientespara determinar e identificar en forma mensual el cumplimiento de los requisitos establecidos paraotorgar el pago del incentivo referido.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, la Coordinaciónde Gestión Gubernamental de la Subdirección de Recursos Humanos y Relaciones Laborales dePEMEX señaló que el “Procedimiento Institucional para la Administración del Desempeño Individual”(MPI-80-73220-01), emitido en noviembre de 2006, el cual es obligatorio para PEMEX y organismossubsidiarios, dispone la evaluación semestral del personal de confianza de los niveles 30 al 43, la cuales asentada en los formatos “Objetivos y Evaluación del Desempeño”, resumen de Resultados” y303

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008“Acuerdo de Evaluación de Factores Conductuales”, contenidos en dicho procedimiento. Estosformatos se mencionan en el numeral 8.2 de los “Criterios para el Otorgamiento, Pago y Suspensióndel Incentivo al Desempeño del personal de confianza de niveles 30 al 43 de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios”.Además, la coordinación citada informó que “aunque la evaluación es semestral, ello no impide que sehagan revisiones mensuales de los avances de las metas del periodo semestral. Dicha herramienta deevaluación se estableció de manera semestral con la finalidad de apoyar las acciones de mejora de losrecursos humanos y no en forma mensual ya que representaría una carga de trabajo adicional para losevaluados y sus jefes”. Sin embargo, no proporcionó evidencia de las evaluaciones al desempeño quejustifiquen la determinación y pago del incentivo, en incumplimiento del artículo 74 del Reglamento deTrabajo del Personal de Confianza de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, el cual indicaque las normas que se expidan al respecto deberán precisar las condiciones, circunstancias yperiodicidad de estos estímulos, y su aplicación y vigencia estarán condicionados al cumplimiento delos requisitos de puntualidad, asistencia, actitud, desempeño laboral y productividad que el patrónestablezca; así como de los artículos 7 y 8, fracciones, I y II, de la Ley Federal de ResponsabilidadesAdministrativas de los Servidores Públicos; 1º, párrafo segundo, 45, párrafo cuarto, y 89 de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Durante el ejercicio 2008 PEP pagó 1,437,849.1 miles de pesos por concepto de Incentivo alDesempeño, integrados por 1,960,206.2 miles de pesos de pagos brutos menos 522,357.1 miles depesos del Impuesto sobre la Renta.El cálculo del Incentivo al Desempeño se realizó con base en los días laborados y el nivel que seostentó con base en los tabuladores vigentes en 2008, emitidos y autorizados mediante los acuerdosde la Dirección Corporativa de Administración núms. DCA-109 y DCA-0842 del 20 de julio de 2007 ydel 24 de julio de 2008, respectivamente.La Gerencia Corporativa de Administración de Recursos Humanos fue responsable de procesar elcálculo de los importes pagados por el Incentivo al Desempeño, de acuerdo con el calendario emitidopara estos efectos, así como del resultado de los movimientos a nivel institucional, y de proporcionar alas áreas de recursos humanos la información del personal al que se le realizaron pagos en exceso delincentivo referido, y al que se le tuvieron que efectuar recuperaciones, para que realizaran loconducente. Además, la gerencia debe integrar los informes y el análisis que se requieran sobre elIncentivo al Desempeño.Los cálculos del Incentivo al Desempeño se efectuaron en forma automática por el SistemaInstitucional de Incentivo al Desempeño (SIID), y con la finalidad de verificar los correspondientes al304

Sector Energíaejercicio 2008, se aplicaron pruebas manuales de cálculo a los empleados de confianza de niveles 30a 43 anteriormente seleccionados. Para ello se consideraron las cuotas mensuales correspondientesde acuerdo con el tabulador autorizado y los movimientos contractuales (ascensos) mostrados en elSIID. Como resultado, en 63 casos se determinaron diferencias entre el cálculo realizado por elsistema y el determinado por la Auditoría Superior de la Federación, ya que no se pagaron 26.7 milesde pesos en 47 casos y se pagaron en exceso 102.4 miles de pesos en 16 casos, de lo que seconcluye que el Incentivo al Desempeño determinado por el SIID no es confiable, además de que noexisten controles de supervisión que permitan minimizar o prevenir este tipo de inconsistencias, enincumplimiento de los artículos 1º, párrafo segundo, y 45, párrafo cuarto, de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Mediante la relación de adeudos por concepto de Incentivo al Desempeño, la Coordinación Ejecutivade Recursos Humanos de PEP informó que durante el ejercicio 2008 se reportaron 65 casos deempleados a los que se les efectuaron pagos en exceso por un total de 374.3 miles de pesos, de loscuales, al 31 de diciembre de 2008 quedaron pendiente de recuperar 318.6 miles de pesos, ya quedurante dicho ejercicio la entidad fiscalizada cobró sólo 55.7 miles de pesos (el 14.9%).Conviene señalar, que mediante el oficio GARH/CDCNPEP/53/2010 del 15 de enero de 2010, laGerencia de Administración de Recursos Humanos de PEP entregó pantallas del Sistema Institucionalde Nóminas de PEP (conexos) en donde se acredita la recuperación de los importes pagados enexceso pertenecientes a los 65 empleados, por un total de 374.3 miles de pesos, en cumplimiento delnumeral 7.3, inciso d, los Criterios para el otorgamiento, pago y suspensión del Incentivo alDesempeño, el cual dispone “en los casos en que por error el trabajador hubiese recibido una cantidadmayor a la que le corresponda y no la devuelva en el siguiente periodo de pago, le será descontadadel propio incentivo o, en su caso, de la totalidad de los alcances devengados por otros conceptos enlos siguientes periodos de pago hasta finiquitar el excedente recibido”.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0322-03-003Solicitud de AclaraciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en los artículos 79, fracción II, párrafo tercero,de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción I, 15, fracción XV, y 88,fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, solicita a PemexExploración y Producción aclare y proporcione la documentación justificativa y comprobatoria de 102.4miles de pesos, por pagos en exceso efectuados a 16 empleados por concepto de Incentivo al305

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Desempeño durante el ejercicio 2008, en cumplimiento de los artículos 1o, párrafo segundo, y 45,párrafo cuarto, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. En caso de no lograrsu justificación o respaldo documental, la entidad fiscalizada o instancia competente procederá, en elplazo establecido, a la recuperación del monto observado.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-9-18T4L-02-0322-08-001Promoción de Responsabilidad Administrativa SancionatoriaLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 79, fracciónIV, párrafo primero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15,fracción XV, y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, solicita que el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción, en elámbito de sus atribuciones, realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie elprocedimiento administrativo para el fincamiento de las responsabilidades administrativassancionatorias que se deriven de los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestióndeterminaron y autorizaron el pago de Incentivo al Desempeño al personal de confianza de los niveles30 al 43, sin contar con las evaluaciones de desempeño establecidas en los Criterios para elotorgamiento, pago y suspensión del Incentivo al Desempeño del personal de confianza de niveles 30al 43 de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, para acreditar el cumplimiento de losrequisitos de actitud, desempeño laboral y productividad por parte del empleado sujeto al estímulo, enincumplimiento del artículo 74 del Reglamento de Trabajo del Personal de Confianza de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios; así como de los artículos 7 y 8, fracciones I y II, de la LeyFederal de Responsabilidades Administrativas de los Servidores Públicos; 1o, párrafo segundo, 45,párrafo cuarto, y 89 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.El Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción proporcionará a la Auditoría Superiorde la Federación la respuesta correspondiente.306

Sector EnergíaResultado Núm. 8 Observación Núm. 1De acuerdo con los “Criterios para el otorgamiento, pago y suspensión del Incentivo al Desempeño delpersonal de confianza de niveles 30 al 43 de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”(criterios), las posiciones financieras que se utilizan para efectuar el registro presupuestal del Incentivoal Desempeño son las núms.: 239542511 “Incentivo al Desempeño personal planta confianza enpuesto base”, 239542514 “Incentivo al Desempeño personal transitorio confianza”, 333542511“Incentivo al Desempeño personal planta confianza” y 333542514 “Incentivo al Desempeño personaltransitorio confianza”. Además la “Matriz contable presupuestal de la Interfase de Incentivo alDesempeño en PEP”, la “Matriz contable presupuestal de Interfase de Incentivo al Desempeño enMT01” y la “Matriz contable presupuestal de Interfase de Incentivo al Desempeño en MTN”, establecenel modelo de registro contable y presupuestal para este concepto, ya que incluyen, aparte de lasposiciones financieras, la descripción de distintas fases del registro, las cuentas contables de cargo yabono que se afectarán en cada fase, las áreas responsables, así como la clase de documento que sedeberá generar en el Sistema de Aplicaciones y Productos (SAP R/3) en cada uno de los movimientos.A fin de verificar el registro contable y presupuestal del Incentivo al Desempeño, se revisaron losreportes emitidos de SAP R/3 de las cuentas de resultados (de mayor y auxiliares) indicadas en lasmatrices de registro contable, con el resultado siguiente:CUENTAS DE MAYOR (RESULTADOS) UTILIZADAS PARA EL REGISTRODE INCENTIVO AL DESEMPEÑO, 2008(Miles de pesos)CuentaConceptoMontoContable61070603 Incentivo al Desempeño 640,703.262030603 Incentivo al Desempeño 592,810.962070353 Incentivo al Desempeño personal planta confianza en puesto base 396,292.662070355 Incentivo al Desempeño Transitorio Confianza sustitución puesto de confianza 2.962076353 Incentivo al Desempeño Personal Planta Confianza en Puesto Base 491,376.3Total de cargos registrados en cuentas de Incentivo al Desempeño 2,121,185.9FUENTE: Reportes de saldos de cuentas contables de 2008, extraídos del SAP R/3.Con los reportes emitidos del SAP R/3 también se identificaron las posiciones financieras en las que seregistraron los movimientos presupuestales del Incentivo al Desempeño de 2008, como se muestra acontinuación:307

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008POSICIONES FINANCIERAS UTILIZADAS EN REGISTRO DE INCENTIVO AL DESEMPEÑOCUENTA PÚBLICA 2008(Miles de pesos)PosiciónConceptoMontofinanciera239542511 Incentivo al Desempeño personal planta confianza en puesto base 1,150,711.5239542514 Incentivo al Desempeño personal transitorio confianza 82,437.6333542511 Incentivo al Desempeño personal planta confianza 750,098.4333542514 Incentivo al Desempeño personal transitorio confianza 137,570.6Registro en posiciones financieras de Incentivo al Desempeño 2,120,818.1239542500 Pagos especiales a funcionarios 359.3239542501 Compensación a personal de planta confianza 5.6332531101 Ayudas sociales a personal sindicalizado 2.9Registro en otras posiciones financieras 367.8Total de cargos registrados en cuentas de mayor de Incentivo alDesempeño 2,121,185.9(menos) Registros manuales 1,283.9(menos) Compensación garantizada de funcionarios superiores 159,882.9Registro real del Incentivo al Desempeño de 2008 1,960,019.1FUENTE: Matrices contables presupuestales de registro del Incentivo al Desempeño en sociedadesPEP y MT01, y reportes auxiliares emitidos del SAP R/3, ejercicio 2008.Se determinó una diferencia entre el registro contable y presupuestal por 367.8 miles de pesosintegrada con los movimientos reportados en las posiciones financieras: 239542500 “Pagos Especialesa Funcionarios”, 239542501 “Compensación a personal de planta confianza” y 332531101 “Ayudassociales a personal sindicalizado”, las cuales se encuentran incluidas en las cuentas de mayor delIncentivo al Desempeño del SAP R/3. Los registros manuales y la compensación garantizada defuncionarios superiores con importes de 1,283.9 miles de pesos y 159,882.9 miles de pesos,respectivamente, corresponden a registros que son incluidos en las posiciones financieras y cuentascontables de Incentivo al Desempeño sin corresponder a dicho concepto, lo cual fue corregido comoresultado de la revisión, ya que con el oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SOF-005-2010 del 15 de enerode 2010, la Subgerencia de Operación Financiera comunicó a la Jefatura del Departamento Central deNómina que el registro de pagos especiales a funcionarios se realizaría en las cuentas 61070601,62030601 y 62070349 denominadas “Pagos Especiales a Funcionarios”, en cumplimiento del artículo90 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Asimismo, la Subgerencia de Operación Financiera de PEP emitió un aviso a su personal en el que lesinforma que es necesario establecer controles en cada centro de trabajo para verificar que lasprestaciones al personal, como ayudas sociales a personal sindicalizado, compensaciones al personal,etc., se registren correctamente en las cuentas correspondientes para evitar futuras responsabilidades.De acuerdo con el Resumen de pagos por área, la Dirección Corporativa de Administración de PEMEXreportó 1,960,206.2 miles de pesos del incentivo al desempeño, que comparados con el monto308

Sector Energíaconsignado en el registro contable y presupuestal por 1,960,019.1 miles de pesos, difiere en 187.1miles de pesos, los cuales no fueron registrados por PEP.En el oficio núm. GARH/CDCN/DCNPEP/53/2010 del 15 de de enero de 2010, la entidad proporcionó12 expedientes con la información por mes, de pago a beneficiarios del Incentivo al Desempeño quecontienen reportes emitidos por la Gerencia Corporativa de Recursos Humanos de la DirecciónCorporativa de Administración de PEMEX con el desglose de los cheques entregados a lasbeneficiarias pensionistas de Incentivo al Desempeño. No obstante, la entidad fiscalizada no aclaró laomisión de 187.1 miles de pesos de incentivo al desempeño en los registros contables, cantidad queresultó de comparar 1,960,206.2 miles de pesos reportados por la Dirección Corporativa deAdministración de PEMEX y 1,960,019.1 miles de pesos, consignados en registros contables del SAPR/3, en incumplimiento de los artículos 1º, párrafo segundo, 45, cuarto párrafo, 86, 87 y 90 de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.A fin de verificar el pago del Incentivo al Desempeño, se analizaron los comprobantes de lastransferencias electrónicas de fondos (testigos de pago), los oficios de solicitud de pago emitidos por elCentro Operativo de Recursos Humanos (CORH) a tesorería, y los estados de cuenta bancarios dePEP. Se comprobó que los pagos del incentivo al desempeño se realizaron en forma mensualmediante depósito en la misma cuenta en que se le cubren sus salarios y prestaciones al trabajador,de conformidad con lo establecido en el numeral 6.2 de los criterios. También se constató que no seemiten recibos de pago por este concepto, ya que el Incentivo al Desempeño no forma parte delsalario ni es una prestación del trabajador, como lo indica el numeral 5.1, cláusula quinta, de losCriterios para el otorgamiento, pago y suspensión del Incentivo al Desempeño del personal deconfianza de niveles 30 al 43 de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0322-01-002RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción implemente mecanismos de control para conciliar elimporte mensual del Incentivo al Desempeño registrado en la contabilidad con los montos reportadospor la Dirección Corporativa de Administración de Petróleos Mexicanos, a fin de evitar inconsistenciasde registro, y se incluyan los 187.1 miles de pesos por ese concepto observados en la revisión, en309

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008cumplimiento de los artículos 1º, párrafo segundo, y 45, párrafo cuarto, de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como 33, 34 y 35 de la Ley General de ContabilidadGubernamental.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 9 Observación Núm. 1Para registrar y consolidar sus cifras presupuestarias, Pemex Exploración y Producción (PEP) utilizódiversas posiciones financieras (presupuestales) definidas en el Catálogo de Posiciones Financieraspara aplicación en el SAP, autorizado por la Dirección Corporativa de Finanzas en noviembre de 2008,y vigente en 2008. La posición presupuestal indica en qué se gasta o ingresa, en dónde se quiereregistrar y controlar el presupuesto; está representada por nueve posiciones en donde las tresprimeras representan el renglón del gasto y las siguientes seis, el concepto de origen.A fin de verificar que los costos y gastos por mano de obra se registraron correctamente en elpresupuesto autorizado, modificado y ejercido de la entidad fiscalizada durante el ejercicio 2008, seintegraron los totales ejercidos de mano de obra por renglón del gasto, y se compararon las cifras conel "Detalle del Presupuesto de Egresos de las Entidades de Control Presupuestario Directo" de laCuenta Pública 2008.310

Sector EnergíaLa distribución presupuestal por renglón del gasto de 2008 es la siguiente:PRESUPUESTO EJERCIDO DE MANO DE OBRA 2008(Miles de pesos)Clave delegresoRenglóndel gastoDescripción del renglónImportePRESUPUESTO PROGRAMABLEOperación 201 Sueldos, salarios y prestaciones normales yextraordinarias 9,521,650.4224 Seguro interno personal 86,655.2225 Indemnizaciones al personal 55,946.9234 Gastos de previsión social pagados al personal 3,406,842.0239 Incentivos y compensaciones al personal 2,921,366.3Subtotal presupuesto programable - flujo de operación 15,992,460.8Inversión 301 Sueldos, salarios y prestaciones de inversión 72,327.2332 Pagos de previsión social a personal de inversión 25,605.1333 Incentivos y compensaciones al personal de Inversión 29,589.6336 Impuesto sobre nóminas de inversión 1,704.8Subtotal presupuesto programable - flujo de inversión PEF 129,226.7Total presupuesto programable 16,121,687.5PRESUPUESTO NO PROGRAMABLE (PIDIREGAS)Inversión 301 Sueldos, salarios y prestaciones de inversión 6,276,076.1330 Indemnización al personal de inversión 6,230.4332 Pagos de previsión social a personal de inversión 1,895,975.3333 Incentivos y compensaciones al personal de inversión 1,940,325.6336 Impuesto sobre nóminas de inversión 137,318.7Total presupuesto no programable - flujo de inversión Pidiregas10,255,926.1Presupuesto de mano de obra total ejercido en 2008 26,377,613.6FUENTE: Reporte de presupuesto ejercido (en flujo de efectivo) de 2008, por concepto de mano deobra PEP.Durante 2008 se ejercieron 26,377,613.6 miles de pesos por mano de obra, de los cuales 16,121,687.5miles de pesos se erogaron con recursos del Presupuesto de Egresos de la Federación para elEjercicio Fiscal 2008 (PEF), y 10,255,926.1 miles de pesos con recursos provenientes de Proyectos deImpacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS).311

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Los importes de los renglones 201, 224, 225, 234 y 239 se reportaron en el Capítulo 1000 “ServiciosPersonales” del presupuesto ejercido de la Cuenta Pública 2008, por un total de 15,992,460.8 miles depesos.Las adecuaciones presupuestarias del ejercicio 2008 fueron las siguientes:PRESUPUESTO PROGRAMABLE DE OPERACIÓN POR MANO DE OBRA AUTORIZADO,MODIFICADO Y EJERCIDO 2008(Miles de pesos)ConceptosAsignación del presupuestoAdecuacionesOriginal Aumentos Disminuciones DefinitivoEjercidoMonto noejercidoSueldos y salarios 11,832,018.9 0.0 2,271,249.1 9,560,769.8 9,521,650.4 39,119.4Gastos de previsión social 3,629,205.7 0.0 212,192.7 3,417,013.0 3,406,842.0 10,171.0Otros 2,527,707.2 568,752.2 0.0 3,096,459.4 3,063,968.4 32,491.0Servicios personales 17,988,931.8 568,752.2 2,483,441.8 16,074,242.2 15,992,460.8 81,781.4FUENTE: Detalle de Presupuesto de Egresos de la Cuenta Pública 2008 y las adecuaciones presupuestariascorrespondientes.Como se muestra en el cuadro, el monto ejercido no rebasó el presupuesto autorizado.Conviene mencionar que los recursos asignados a proyectos PIDIREGAS no contienen modificacionespresupuestarias, ya que por su naturaleza el ejercicio de los recursos asignados anualmente a cadaproyecto es responsabilidad de la entidad.Por otra parte, de la base de datos de costos y gastos por mano de obra proporcionada por laSubgerencia de Costos como deducibles para la determinación de la base gravable del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos (DOSH), se determinó que de un total por 20,832,197.1 miles de pesos,16,568.510.4 miles de pesos fueron pagados con recursos del PEF (Sociedad de pago PEP),2,138,820.7 miles de pesos con recursos del fideicomiso "PEMEX Project Funding Master Trust”(Sociedad de pago MT01)”, y 2,124,866.0 miles de pesos con recursos del Fideicomiso "Irrevocable deAdministración F/163" (Sociedad de pago MTN), en incumplimiento de los artículos 254, fracción IV, dela Ley Federal de Derechos, 18, párrafo tercero, de la Ley General de Deuda Pública, y 32, de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como de la Norma para el tratamientocontable de las inversiones en Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (NEIFGSP009). El detalle es el siguiente:312

Sector EnergíaRenglón del gastoSOCIEDADES DE PAGO EN MANO DE OBRA DOSHEJERCICIO 2008(Miles de pesos)Sociedad de pagoMT01 MTN PEPTotal201 - - 9,061,868.2 9,061,868.2222 - - 1,201,961.3 1,201,961.3225 - - 38,205.0 38,205.0234 - - 3,270,147.9 3,270,147.9235 - - 267,696.4 267,696.4238 - - 341.8 341.8239 - - 2,532,876.8 2,532,876.8242 - - ( 9,917.1) (9,917.1)244 - - 101,698.2 101,698.2Subtotal presupuestode operación- - 16,464,878.5 16,464,878.5301 1,145,546.0 1,042,289.6 58,118.7 2,245,954.3302 0.5 - - 0.5309 7.9 - - 7.9325 268.4 97.4 1.2 367.0329 288,621.6 283,526.3 3,921.5 576,069.4330 2,063.6 243.2 - 2,306.8332 285,383.5 366,718.6 23,273.7 675,375.8333 382,473.7 431,990.9 18,316.8 832,781.4336 34,452.0 - - 34,452.0339 3.5 - - 3.5Subtotal presupuestode inversión2,138,820.7 2,124,866.0 103,631.9 4,367,318.6Total general 2,138,820.7 2,124,866.0 16,568,510.4 20,832,197.1FUENTE: Base de datos de costos y gastos de DOSH.Al comparar el importe de mano de obra reportada en costos y gastos del DOSH y pagada conrecursos del PEF (sociedad de pago PEP) por 16,568,510.4 miles de pesos, con los serviciospersonales reportados en el capítulo 1000 de la Cuenta Pública 2008, por 15,992,460.8 y 129,226.7miles de pesos, se determinaron diferencias de más por 472,417.7 miles de pesos en el presupuestode operación, y de menos por 25,594.8 miles de pesos en el presupuesto de inversión.Al respecto, la entidad fiscalizada aclaró que la información de Cuenta Pública no es comparable conlas deducciones de costos y gastos por los diferentes procesos que se le aplican a ésta, debido a quea los 26,377,613.6 miles de pesos reportados como “mano de obra” de la Cuenta Pública, se les aplicó313

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008el procedimiento 200-74000-PA-233 “Procedimiento Administrativo para la Identificación de Registrosdel Gasto en Flujo de Efectivo que aplican como Deducibles para el Régimen Fiscal de PEP” y seobtuvieron cifras menores, como se muestra a continuación:Clave delegresoPRESUPUESTO EJERCIDO DE MANO DE OBRA 2008(Miles de pesos)RenglónDescripción del renglóndel gastoImportePresupuesto programableOperación 201 Sueldos, salarios y prestaciones normales y extraordinarias 9,061,868.2225 Indemnizaciones al personal 38,205.6234 Gastos de previsión social pagados al personal 3,270,620.5239 Incentivos y compensaciones al personal 2,532,876.9Subtotal presupuesto programable - flujo de operación 14,903,571.2Inversión 301 Sueldos, salarios y prestaciones de inversión 58,118.7332 Pagos de previsión social a personal de inversión 23,285.5333 Incentivos y compensaciones al personal de inversión 18,316.8336 Impuesto sobre nóminas de inversión 1,341.0Subtotal presupuesto programable - Flujo de Inversión PEF 101,062.1Total presupuesto programable 15,004,633.3Presupuesto no programable (PIDIREGAS)Inversión 301 Sueldos, salarios y prestaciones de inversión 2,187,900.7330 Indemnización al personal de inversión 2,306.9332 Pagos de previsión social a personal de inversión 652,126.7333 Incentivos y compensaciones al personal de inversión 814,464.6336 Impuesto sobre nóminas de inversión 48,701.4Total presupuesto no programable - flujo de inversión Pidiregas 3,705,500.3Presupuesto de mano de obra total ejercido en 2008 18,710,133.6FUENTE: Reporte de presupuesto ejercido (en flujo de efectivo) de 2008, por concepto de mano de obra PEP.Finalmente, el registro de los costos y gastos por 16,568,510.4 miles de pesos contiene los criterios delprocedimiento 200-74000-PA-220, “Procedimiento administrativo para clasificar las deducciones decostos y gastos conforme al régimen fiscal señalado en la Ley Federal de Derechos”, el cual incluyetodas las posiciones financieras aplicables, en cumplimiento de los artículos 45, cuarto párrafo, 86, 87y 90 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria314

Sector EnergíaAcción Promovida08-0-06E00-02-0322-05-001Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación FiscalLa Auditoría Superior de la Federación con fundamento en los artículos 13, fracción I, 15, fracción XV,y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, recomiendaque el Servicio de Administración Tributaria instruya a quien corresponda para que audite a PemexExploración y Producción, con domicilio fiscal en Marina Nacional núm. 329 Torre Ejecutiva, Piso 41,Colonia Huasteca, Delegación Miguel Hidalgo, Código Postal 11311, México, Distrito Federal, a fin deconstatar el cumplimiento de sus obligaciones fiscales, debido a que en la integración de costos ygastos por mano de obra deducibles para el cálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos incluyó2,138,820.7 miles de pesos de mano de obra pagada con recursos del Fideicomiso "PEMEX ProjectFunding Master Trust" (Sociedad de pago MT01) y 2,124,866.0 miles de pesos de mano de obrapagada con recursos del Fideicomiso "Irrevocable de Administración F/163" (Sociedad de pago MTN),recursos que no correspondieron al presupuesto de Pemex Exploración y Producción, en cumplimientode los artículos 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos; 18, párrafo tercero, de la Ley Generalde Deuda Pública, y 32 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como laNorma para el tratamiento contable de las inversiones en Proyectos de Infraestructura Productiva deLargo Plazo (NEIFGSP 009).El Servicio de Administración Tributaria informará a la Auditoría Superior de la Federación sobre losresultados de su gestión.Impacto de las ObservacionesErrores y Omisiones de la Información FinancieraImporte: 7,455.1 (miles de pesos)Los errores y omisiones corresponden a lo siguiente:1. 5,697.4 miles de pesos por concepto de pagos de Incentivo al Desempeño del ejercicio 2008,que se incluyeron como costos y gastos de mano de obra deducibles en el Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos sin poderse identificar en el apartado de “otros ingresos” de lasconstancias de sueldos, salarios, conceptos asimilados y crédito al salario de 68 empleados.315

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 20082. 187.1 miles de pesos, de diferencia entre el registro contable y lo reportado por la DirecciónCorporativa de Administración de Petróleos Mexicanos por concepto del incentivo aldesempeño3. 1,570.6 miles de pesos de partidas abiertas en el registro contable de cuentas de ingresos yegresos virtuales de nómina sin depurar.Cuantificación Monetaria de las ObservacionesImporte: 49,521.3 miles de pesosEste importe representa el monto de las operaciones observadas, las cuales no necesariamenteimplican recuperaciones por presuntos daños o perjuicios o ambos a la Hacienda Pública Federal o alpatrimonio de los entes públicos federales o de las entidades paraestatales federales y estarán sujetasa las aclaraciones que se efectúen, en los plazos establecidos para tal fin.Recuperaciones determinadas: 49,521.3 miles de pesosOperadas: 0.0 miles de pesosProbables: 49,521.3 miles de pesosLa cuantificación monetaria corresponde a los siguientes conceptos:1. Los 49,418.9 miles de pesos, corresponde a las inconsistencias determinadas por concepto delos costos y gastos de dos centros de trabajo como son: 1,563.2 miles de pesos reportados enel cálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos y no identificados en el registro contabledel Centro de Trabajo número 295, 4,808.4 miles de pesos reportados en el cálculo del DOSHcon montos superiores al registro contable de los Centros de Trabajo números 295 y 296, y43,047.3 miles de pesos no reportados en el cálculo del DOSH y registrados en los dos Centrosde Trabajo.2. Los 102.4 miles de pesos, fueron pagos en exceso por concepto de Incentivo al Desempeño,efectuados a 16 empleados en el ejercicio 2008.316

Sector EnergíaResumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 5 observación(es) que generó(aron) 7 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 2 a Recomendación(es), 3 a Solicitud(es) de Aclaración, 1 a Promoción(es) delEjercicio de la Facultad de Comprobación Fiscal y 1 a Promoción(es) de ResponsabilidadAdministrativa Sancionatoria.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con los Costosde Explotación y Gastos de Exploración por Mano de Obra, cuyo objetivo consistió en fiscalizar que laserogaciones por mano de obra incluidas en los costos de explotación y gastos de exploración delDerecho Ordinario sobre Hidrocarburos se ejercieron, recibieron, registraron y dedujeron deconformidad con la normativa, se determinó fiscalizar un monto de 4,441,945.9 miles de pesos, querepresenta el 21.3% de los 20,832,197.1 miles de pesos deducibles para el cálculo del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos (DOSH), reportado en la Cuenta Pública de 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental, losordenamientos legales, las disposiciones normativas aplicables a la naturaleza de las operacionesrevisadas y a la normativa institucional para la fiscalización de la gestión gubernamental, las cualesrequieren que la auditoría sea planeada y desarrollada de tal manera que permita obtener unaseguridad razonable de que lo revisado, de acuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, nopresenta errores importantes. Esta auditoría se ejecutó mediante pruebas selectivas que se estimaronnecesarias. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sóloa la muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesa la determinación y deducibilidad de los costos y gastos por mano de obra en el DOSH, respecto delas operaciones examinadas.317

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.En cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 79, fracción ll, de la Constitución Política de losEstados Unidos Mexicanos y 16, párrafo cuarto, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas dela Federación, en el disco compacto del Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de laCuenta Pública 2008, se reproducen las justificaciones, aclaraciones y demás información presentadapor la(s) entidad(es) fiscalizada(s).Ver anexo 2008-0322-DGAFFA318

Sector EnergíaVII.1.7.4.5.Auditoría:Costos de Explotación y Gastos de Exploración de Yacimientos por Mantenimiento08-1-18T4L-02-0323Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar que las erogaciones registradas en Costos de Explotación y Gastos de Exploración deYacimientos por Mantenimiento para la determinación de Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos seejercieron, recibieron, registraron y dedujeron de conformidad con las disposiciones legales ynormativas aplicables.AlcanceUniverso Seleccionado:17,321,636.5 miles de pesosMuestra Auditada:3,733,512.6 miles de pesosPara la determinación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos correspondiente a 2008, PemexExploración y Producción (PEP) informó 81,040,309.8 miles de pesos como costos para la explotaciónde los yacimientos de petróleo crudo o gas natural y gastos de exploración, transportación o entregade los hidrocarburos efectivamente pagados, ambos conceptos establecidos en el artículo 254,fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, publicado en el Decreto por el que se reforman y adicionandiversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia de hidrocarburos y se derogan yreforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversas disposiciones del Título Segundo,Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 de diciembre de 2005, y vigente en 2008.319

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Del total, se seleccionaron como universo 17,321,636.5 miles de pesos, informados por PEP comocostos para la explotación de los yacimientos de petróleo crudo o gas natural y gastos de exploración,transportación o entrega de los hidrocarburos por concepto de modificaciones, reacondicionamiento ymantenimiento por contrato (referido en lo sucesivo, para efectos de este informe, como costos ygastos por mantenimiento), de los cuales se seleccionó una muestra de 3,733,512.6 miles de pesos, el21.6%, conformados por 2,120,461.6 miles de pesos ejercidos con motivo de la ejecución de cuatrocontratos de servicios de mantenimiento y 1,613,051.0 miles de pesos, pagados a 20 proveedores.Áreas RevisadasLas Subgerencias de Costos, de Contabilidad, de Presupuestos y de Recursos Materiales, adscritas ala Gerencia de Recursos Financieros, de Pemex Exploración y Producción.Procedimientos de Auditoría1. Verificar que las deducciones de costos y gastos por mantenimiento para el cálculo del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos del ejercicio 2008, se determinaron y efectuaron de conformidadcon el artículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos y el Procedimiento administrativopara clasificar las deducciones de costos y gastos, conforme al régimen fiscal señalado en la LeyFederal de Derechos, autorizado por la Gerencia de Recursos Financieros en septiembre de2008.2. Verificar que los costos y gastos por mantenimiento informados por Pemex Exploración yProducción (PEP) para el cálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos se incorporaron enla declaración anual de ese derecho, en cumplimiento de los artículos 254, fracción IV, de la LeyFederal de Derechos, 5º, párrafo primero, del Código Fiscal de la Federación y del ProcedimientoAdministrativo para el cálculo y entero del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH),aprobado por la Gerencia de Recursos Financieros el 17 de agosto de 2007, vigente en 2008.3. Constatar que los costos y gastos por mantenimiento informados por PEP se autorizaron ypagaron de conformidad con el Procedimiento Administrativo Ventanilla Única (Contratistas,Proveedores y Misceláneos) aprobado por la Subgerencia de Tesorería en marzo de 2007 yvigente en 2008.320

Sector Energía4. Verificar que los costos y gastos por mantenimiento informados por PEP se registraron en lasposiciones presupuestarias de conformidad con los artículos 1º, párrafo segundo; 45, párrafocuarto, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 10, párrafo primero, desu reglamento; así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "ControlPresupuestario".5. Verificar que el registro contable de los pagos por servicios de mantenimiento se realizó deconformidad con los artículos 89, párrafo primero, de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, y 241, párrafo primero, de su reglamento, así como con losPostulados Básicos de Contabilidad Gubernamental "Control Presupuestario", "Base enDevengado", "Costo Histórico" y "Dualidad Económica" y las matrices contables presupuestalesemitidas por la Gerencia de Recursos Financieros de PEP.6. Verificar que los procedimientos de contratación se realizaron de conformidad con los artículos26, fracción III, 40 y 41, fracción I, y 47, fracción I, de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos yServicios al Sector Público; 3º, fracción I, 26, fracción I, 27, 28, 30, 34, 36, 37, 38, 39, 47, 54 y 59,párrafos primero y segundo, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas; 55-A del Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios al SectorPúblico; y 36, 37, 39, 100 y 102 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas.7. Verificar que la entidad fiscalizada recibió los servicios de mantenimiento convenidos en loscontratos seleccionados y contó con la documentación que sustenta su otorgamiento, encumplimiento de los artículos 45, fracción IV, de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos yServicios de Sector Público; 52 al 69 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados conlas Mismas; 55-A del Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios delSector Público; y 69 al 82 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionadoscon las Mismas.8. Realizar inspección física de los bienes que fueron objeto de los servicios de mantenimiento deacuerdo con los contratos y estimaciones seleccionadas para su revisión, en cumplimiento conlos contratos celebrados.321

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1Sin ObservacionesDe conformidad con el artículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, Pemex Exploración yProducción está obligado al pago anual del derecho ordinario sobre hidrocarburos, aplicando la tasa de71.5% a la diferencia que resulte entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en elaño y las deducciones permitidas en ese artículo, mediante declaración anual que se presentará a mástardar el último día hábil del mes de marzo del siguiente año correspondiente al ejercicio de que setrate, y para la determinación de la base de este derecho, serán deducibles: “los costos,considerándose para tales efectos las erogaciones necesarias para la explotación de los yacimientosde petróleo crudo o gas natural determinados de conformidad con las Normas de InformaciónFinanciera mexicanas, excepto las inversiones a que se refieren las fracciones I, II y III de este artículo.Los únicos gastos que se podrán deducir serán los de exploración, transportación o entrega de loshidrocarburos. Los costos y gastos se deducirán cuando hayan sido efectivamente pagados en elperiodo al que corresponda el pago”.A fin de verificar que los 81,040,309.8 miles de pesos informados por la Subgerencia de Costos dePemex Exploración y Producción (PEP) como costos para la explotación de los yacimientos depetróleo crudo o gas natural y gastos de exploración, transportación o entrega de los hidrocarburosfueron presentados en la declaración anual del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) delejercicio 2008 se revisó ese documento, con fecha de presentación del 31 de marzo de 2009, y secomprobó que no se requisitó el apartado 5. “Deducciones Autorizadas”, renglón “C1. Costos yGastos”, posteriormente, PEP presentó en la declaración anual complementaria del DOSH del 21 deagosto de 2009, 55,803,029.8 miles de pesos como deducción, que al compararla con los81,040,309.8 miles de pesos informados por la Subgerencia de Costos, se determinó una diferencia de25,237,280.0 miles de pesos.Por otra parte, se compararon los importes informados en la memoria de cálculo proporcionada por laentidad fiscalizada, con los pagos provisionales complementarios de 2008, y se determinó lo siguiente:322

Sector EnergíaCOMPARATIVO DE LOS COSTOS Y GASTOS REPORTADOS EN DECLARACIONESDE PAGOS PROVISIONALES COMPLEMENTARIOSY EL IMPORTE ACUMULADO DE LA MEMORIA DE CÁLCULO, 2008(Miles de pesos)MesImportedeclaraciónImporte memoria de cálculoMensual AcumuladoDiferenciaEnero 5,537,584.5 5,537,584.5 5,537,584.5 0.0Febrero 10,365,790.0 4,828,205.5 10,365,790.0 0.0Marzo 15,373,913.9 5,008,123.9 15,373,913.9 0.0Abril 20,890,629.6 5,516,715.7 20,890,629.6 0.0Mayo 25,871,805.9 4,981,176.3 25,871,805.9 0.0Junio 31,715,942.3 5,844,136.4 31,715,942.3 0.0Julio 37,840,240.8 6,124,298.5 37,840,240.8 0.0Agosto 43,508,024.7 5,667,783.9 43,508,024.7 0.0Septiembre 49,366,611.5 5,858,586.8 49,366,611.5 0.0Octubre 55,803,029.8 6,436,418.3 55,803,029.8 0.0Noviembre 55,803,029.8 0.0 55,803,029.8 0.0Diciembre 55,803,029.8 0.0 55,803,029.8 0.0FUENTE: Pagos provisionales complementarios del año 2008 y memoria de cálculoproporcionada por la Subgerencia de Costos de PEP.Como se aprecia en el cuadro, no se presentaron deducciones en los pagos provisionalescomplementarios de noviembre y diciembre.Al respecto, se solicitó a la entidad fiscalizada que explicara e integrara la diferencia entre las dosdeclaraciones presentadas, en respuesta informó que la variación entre el importe de las deduccionespor costos y gastos presentado en la declaración anual 2008 complementaria del DOSH contra la basede datos de costos y gastos proporcionada obedece básicamente al criterio de comparación, que seexplica de la siguiente manera:A.-Los costos y gastos efectivamente pagados durante el ejercicio 2008 consignados en la base dedatos de costos y gastos ascendieron a 81,040,309.8 miles de pesos.B.- El importe presentado en la declaración anual complementaria del DOSH corresponde a loscostos y gastos efectivamente pagados en el periodo de enero a octubre de 2008 y suma lacantidad de 55,083,029.8 miles de pesos.Refirió que: “Es preciso señalar que lo anterior (inciso B), se realizó con fundamento en el decretopublicado el 13 de noviembre de 2008, mismo que entró en vigor al día siguiente de su publicación, esdecir el decreto señaló la creación de tres nuevos derechos, en específico para los campos ubicadosen el Paleocanal de Chicontepec y en Aguas Profundas, en los cuales se debe de integrar las323

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008deducciones de costos y gastos por campo productor y en consecuencia se deberá hacer lo mismo porlos campos del Derecho Ordinario Sobre Hidrocarburos y el Derecho Único Sobre Hidrocarburos.Derivado de lo anterior y al no ser factible integrar las deducciones de costos y gastos por campoproductor del periodo comprendido entre el 14 de noviembre al 31 de diciembre de 2008, se decidióincluir solamente las deducciones de costos y gastos por el periodo de enero a octubre 2008, referidoen el inciso B.”Cabe señalar que con el oficio núm. GEFIS-05-1434/2008 del 18 de diciembre de 2008, PetróleosMexicanos (PEMEX) solicitó autorización ante la Administración Central de Normatividad de GrandesContribuyentes del Servicio de Administración Tributaria (SAT) para que “Se autorice a PetróleosMexicanos para que por conducto de Pemex Exploración y Producción (PEP), determine el entero delDerecho sobre Extracción de Hidrocarburos, Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos enel Paleocanal de Chicontepec y Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en AguasProfundas, durante los ejercicios fiscales de 2008 y 2009, conforme a los volúmenes de extraccióndisponibles que registran sus sistemas operativos, en la inteligencia de que una vez que PEP hayarealizado las adecuaciones a sus sistemas conforme al requerimiento de la Ley Federal de Derechos(LFD), o sea, contemplando los costos, gastos e inversiones por cada campo, presentará lasdeclaraciones complementarias con los ajustes correspondientes”.En respuesta, con el oficio núm. 900 02 04 02-2009-124 del 20 de febrero de 2009, la Administraciónde Normatividad de Grandes Contribuyentes “4” del SAT, autorizó a PEMEX para que, por conducto dePEP, determinara el entero de dichos derechos, conforme a los volúmenes que registraran sussistemas operativos, en el entendido de que una vez realizadas las adecuaciones necesarias a dichossistemas, se ajustaran las cifras y presentaran las declaraciones complementarias quecorrespondieran; dicha autorización comprendió el periodo noviembre 2008 a junio 2009.Además, con el oficio núm. GEFIS-05-0669/2009 de fecha 12 de junio de 2009, PEMEX solicitó a laAdministración Central de Normatividad Internacional de Grandes Contribuyentes del SAT autorizaciónde prórroga al 31 de diciembre de 2009, para determinar, por conducto de PEP, el entero del Derechosobre Extracción de Hidrocarburos, el Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en elPaleocanal de Chicontepec y el Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en AguasProfundas durante los ejercicios fiscales de 2008 y 2009, conforme a los volúmenes de extraccióndisponibles que registraban sus sistemas operativos, en la inteligencia de que una vez que PEPconcluyera las adecuaciones a sus sistemas para cumplir con lo exigido en la Ley Federal deDerechos, es decir contemplando los costos, gastos e inversiones por cada campo, presente lasdeclaraciones complementarias correspondientes.324

Sector EnergíaEn respuesta, con el oficio núm. 900 03-01-2009-49986 del 27 de noviembre de 2009, laAdministración de Normatividad Internacional “1” del SAT, negó la autorización de la prórrogasolicitada, ya que el plazo concedido anteriormente – nueve meses y medio aproximadamente –“hubiese resultado suficiente para que Pemex Exploración y Producción adecuase sus sistemas, de noser porque no tomó oportunamente las medidas necesarias para la modificación de tales sistemas”, ytambién señala que “considera que la demora en la adecuación de los sistemas de referencia esimputable a su representada”.De conformidad con el artículo 5, párrafo primero, del Código Fiscal de la Federación, “lasdisposiciones fiscales que establezcan cargas a los particulares y las que señalan excepciones a lasmismas, así como las que fijan las infracciones y sanciones, son de aplicación estricta. Se consideraque establecen cargas a los particulares las normas que se refieren al sujeto, objeto, base, tasa otarifa”; PEP incumplió esa disposición al omitir los datos de los costos, gastos e inversiones deduciblesde noviembre y diciembre, ya que el procedimiento es de forma anual. Además, esta situación impidecomparar el importe total de deducciones por costos, gastos e inversiones con el límite de deduccionesque establece la Ley Federal de Derechos para determinar el DOSH en forma anual, por lo que al nodeterminar las deducciones PEP incumplió también el artículo 254, fracción IV, párrafos penúltimo yúltimo, de la Ley Federal de Derechos.Al respecto, la entidad fiscalizada informó que “la disminución de la base por restar una deducciónautorizada, es un derecho del contribuyente (PEP), entendiendo por ‘derecho’ sinónimo de facultad ypotestad, es decir, el poder realizar cierto acto válido…Es importante resaltar la característica depotestativo que tiene el concepto ‘Derecho’, ya que tal aspecto le otorga al titular de un derecho laopción de ejercerlo o no. En tales condiciones, no existe obligación legal por parte del contribuyente(PEP) de incorporar a la base fiscal del DOSH por los periodos de noviembre y diciembre de 2008 delas deducciones que establece la fracción IV del artículo 254 de la Ley Federal de Derechos (LFD)”.Cabe señalar que el artículo 254, segundo párrafo, señala que “Para la determinación de la base deeste derecho, serán deducibles los siguientes conceptos…”, por lo que sí existe obligación de realizarla deducción de los conceptos señalados en el mismo artículo.Asimismo expuso que “el hecho de no presentar en las declaraciones provisionales por los periodosaludidos las deducciones de costos y gastos, obedeció a la imposibilidad jurídica de poderdeterminarlos, ya que es necesario contar con sistemas que puntualmente establezcan la extracciónde hidrocarburos en los términos de la LFD por campo, así como los correspondientes deduciblesfiscales igualmente por campo… Al respecto, se encuentra en proceso la construcción de dichossistemas, tan pronto se concluyan, se estará en posibilidad legal de determinar las deduccionesrespectivas”.325

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008De acuerdo con los argumentos manifestados por PEP, se desprende una aceptación tácita de que ala fecha de la auditoría no se cuenta con los sistemas operativos que le permitan determinar loscostos, gastos e inversiones deducibles.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, PEPinformó que: “El hecho de no presentar en las declaraciones provisionales de noviembre y diciembrelas deducciones de costos y gastos, obedeció a la imposibilidad jurídica de poder determinarlos, yaque es necesario contar con sistemas que puntualmente establezcan la extracción de hidrocarburos enlos términos de la Ley Federal de Derechos por campo, así como los correspondientes deduciblesfiscales igualmente por campo.Al respecto, se encuentran en proceso la construcción de dichos sistemas. Tan pronto se concluyan,se estará en posibilidad legal de determinar las deducciones respectivas de los derechosmencionados, incluyendo los correspondientes al DOSH y se procederá a la elaboración de lasdeclaraciones complementarias respectivas.”La acción promovida correspondiente a esta observación se presenta en el informe de la auditoríanúmero 310 “Costos de Explotación y Gastos de Exploración por Investigaciones y Estudios”, endonde se presentó la misma problemática.Resultado Núm. 2 Observación Núm. 1A fin de verificar el procedimiento que siguió Pemex Exploración y Producción (PEP) para determinarlas deducciones de los costos para la explotación de los yacimientos de petróleo crudo o gas natural ygastos de exploración, transportación o entrega de los hidrocarburos correspondientes al ejercicio2008, se analizó el “Procedimiento administrativo para clasificar las deducciones de costos y gastos,conforme al régimen fiscal señalado en la Ley Federal de Derechos”, clave 200–74000–PA–220,autorizado por la Gerencia Recursos Financieros, en septiembre de 2008, en el cual se establecieroncomo responsables de su aplicación a las subgerencias de Presupuestos, Tesorería, Costos, Fiscal yGestión Estratégica.El procedimiento señala, entre otros aspectos, que la Subgerencia Fiscal difunda a las demássubgerencias mencionadas, áreas que intervienen en el procedimiento, las premisas señaladas en laLey Federal de Derechos con relación a la clasificación de los costos y gastos por concepto fiscal:Costos de Explotación de Yacimientos (CEDY), Gastos de Exploración (GEXPL), Gastos deTransporte (GTRAN), Gastos de Entrega (GENT) y Mantenimientos no Capitalizables (INMC),326

Sector Energíaclasificación que indica el Anexo 4 del procedimiento. Conforme a esa distribución, la SubgerenciaFiscal informó a la Auditoría Superior de la Federación el total de costos para la explotación de losyacimientos de petróleo crudo o gas natural y gastos de exploración, transportación o entrega de loshidrocarburos del ejercicio 2008 por 81,040,309.8 miles de pesos, como sigue:DISTRIBUCIÓN DE COSTOS Y GASTOS POR CONCEPTO FISCALCUENTA PÚBLICA 2008(Miles de pesos)CEDY GEXPL GTRAN GENT INMC Total71,234,609.6 3,268,144.8 1,726,576.2 1,228,920.9 3,582,058.3 81,040,309.8FUENTE: Base de datos de costos y gastos del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH)2008, proporcionada por la Gerencia de Recursos Financieros.En el análisis del procedimiento mencionado, se observó lo siguiente:1. No define que área es la encargada de establecer las premisas fiscales, ni especifica cualesson éstas, ni los criterios utilizados para clasificar los costos y gastos en esas premisas, ya queel procedimiento sólo señala que la Subgerencia Fiscal las difunde.2. No establece el procedimiento o los criterios utilizados para la selección de los ProgramasTarea Tipo que se consideran para efectos fiscales.3. No se especifican los procedimientos que aplica la entidad a fin de garantizar que los reportesde erogaciones programables y no programables elaborados y enviados por las subgerenciasde Presupuestos y Tesorería a la Subgerencia de Costos, contengan únicamente costos ygastos registrados; sino que solamente se extrae la información del sistema SAP R/3considerando los conceptos “efectivamente pagados”, independientemente del registro contableque se asocie.Al respecto, la entidad fiscalizada aclaró lo siguiente:A) La Subgerencia Fiscal coordinó diversas reuniones de trabajo multidisciplinarias con lassubgerencias de Costos, Activo Fijo, Presupuestos, Tesorería y de Operación Financiera,cuyo objetivo era determinar las premisas de ley, así como su alcance, integración y criteriosde aplicación. Como resultado de dichas reuniones se elaboraron los anexos 2 “Reglas y327

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008parámetros para asignar indicadores de costos” y 4 “Integración de Costos y Gastos porconcepto fiscal”, del procedimiento núm. 200-74000-PA-220, conforme al Régimen Fiscal.B) En cuanto a los criterios o premisas para la selección de los programas y tareas tipo, estos seencuentran establecidos en el procedimiento 200-74000-PA-233 “ProcedimientoAdministrativo para la Identificación de Registros del Gasto en Flujo de Efectivo que Aplicancomo Deducibles para el Régimen Fiscal de PEP”, con el cual se identifican los registros delejercicio que califican como deducibles para el Régimen Fiscal.C) Respecto de los procedimientos en donde se garantiza que la base de costos contenga loregistrado, la finalidad de los procedimientos 200-74000-PA-220 y 200-74000-PA-233 esnormar y garantizar mediante una serie de criterios que los registros que se incluyen en labase de costos y gastos son los correctos en términos del artículo 254, fracción IV, de la LeyFederal de Derechos, y que además, no se incluyan los registros que no deben de formarparte de la misma.Asimismo, se analizó la aplicación del “Procedimiento Administrativo para el cálculo y entero delDerecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH)” núm. 200–74000–PA–202, autorizado por laGerencia de Recursos Financieros el 17 de agosto de 2007, vigente en 2008, y se constató que laSubgerencia de Costos creó una base de datos a partir de las erogaciones programables y noprogramables, productos generados por las Subgerencias de Presupuestos y Tesoreríarespectivamente, y mediante correo electrónico del 30 de marzo de 2009, envió a la SubgerenciaFiscal el archivo de los costos y gastos en forma mensual y acumulado anual para 2008 con base en elCatálogo de tarea tipo, de acuerdo con el numeral 24 de ese procedimiento, como se muestra acontinuación:328

Sector EnergíaDISTRIBUCIÓN DE COSTOS Y GASTOS POR CONCEPTO FISCAL Y GRUPO DE CLASECUENTA PÚBLICA 2008(Miles de pesos)CONCEPTO FISCAL CEDY GEXPL GTRAN GENT INMC TOTAL %MO Mano de obra 17,940,855.4 1,352,678.3 297,400.1 710,635.9 530,627.4 20,832,197.1 25.7MR Modificaciones, 15,365,880.4 73,521.6 76,153.9 4,842.5 1,801,238.1 17,321,636.5 21.4reacondicionamientoy mantenimiento porcontratoCI Compras5,947,091.4 306,224.5 508,838.0 0.0 878.6 6,763,032.5 8.3InterorganismosSV Servicios varios 5,580,583.9 445,255.2 282,758.3 195,052.8 255,265.5 6,758,915.7 8.3contratadosMA Materiales 4,534,248.0 58,569.2 65,676.0 39,566.6 719,792.7 5,417,852.5 6.7PF Servicios deperforacióncontratados4,819,925.8 252.0 0.0 0.0 23,367.0 4,843,544.8 6.0AR Arrendamiento 4,089,698.4 20,418.3 1,331.4 112,857.7 5,883.9 4,230,189.7 5.2IN Investigación y 3,107,215.5 591,601.8 72,490.7 0.0 124,632.0 3,895,940.0 4.8estudios porcontratoME Servicios Médicos 3,072,221.7 225,430.5 264,531.7 0.0 0.0 3,562,183.9 4.4NI Nitrógeno y2,653,274.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2,653,274.0 3.3químicosVA Gastos Varios 2,221,478.6 149,489.6 15,986.6 12,079.4 88,938.2 2,487,972.4 3.1FL Fletes 544,518.3 894.5 19,927.1 153,884.0 8,004.3 727,228.2 0.9TE Telecom 566,290.6 34,781.9 107,329.9 0.0 0.0 708,402.4 0.9SG Seguros e604,337.5 965.4 2,263.5 1.9 23,430.6 630,998.9 0.8indemnizacionesCO Administración del 186,990.1 8,062.0 11,889.1 0.0 0.0 206,941.2 0.3corporativo71,234,609.6 3,268,144.8 1,726,576.3 1,228,920.8 3,582,058.3 81,040,309.8 100.0FUENTE: Base de datos de costos y gastos del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) 2008, proporcionadapor la Gerencia de Recursos Financieros.De lo anterior, se determinó que los costos y gastos por mantenimiento, por 17,321,636.5 miles depesos, materia de esta auditoría, clasificados como MR- Modificaciones, reacondicionamiento ymantenimiento por contrato, representan el 21.4% del total de costos y gastos del ejercicio 2008,informados por PEP.Se solicitó a PEP las posiciones financieras, cuentas contables y los programas y tareas tipo,involucradas con mantenimiento para considerarse como deducibles en el cálculo del DOSH, así comolos criterios para seleccionar los mismos y en respuesta informó que “las deducciones por cualquierconcepto no dependen de las posiciones financieras ni de las cuentas contables sino de los programas329

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008y tarea tipo asociados a la operación de la empresa y pueden o no incluir el concepto demantenimiento”, también proporcionó relación de posiciones financieras, cuentas contables asociadasa mantenimiento y programas y tareas tipo que se utilizan para seleccionar y clasificar los costos ygastos deducibles, sin embargo, de su análisis no fue posible determinar la relación entre el programay tarea tipo de los registros con la cuenta contable y su posición financiera, ya que no existe unarelación directa entre estos datos.Cabe señalar que el programa tarea tipo que PEP indica como el dato principal para seleccionar loscostos y gastos por mantenimiento que se considerarán deducibles, no es un dato creado para elcálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos; es un dato que forma parte del “programapresupuestario o área funcional” que es una clave de 16 dígitos alfanuméricos creada con la finalidadde llevar el control del presupuesto tanto en devengable como en flujo de efectivo y homologar laestructura presupuestal a nivel institucional.Es importante destacar que de acuerdo con las Normas de Información Financiera (NIF) vigentes en2008, la NIF B-3 “Estado de Resultados” establece que una entidad debe utilizar alguno de los doscriterios siguientes, o una combinación de ambos, para clasificar sus costos y gastos:a) Clasificación por función. Muestra en rubros genéricos los tipos de costos y gastos atendiendo asu contribución a los diferentes niveles de utilidad o pérdida dentro del estado de resultados.Esta clasificación tiene como característica fundamental el separar el costo de ventas de losdemás costos y gastos. Comúnmente, los sectores comercial e industrial utilizan estaclasificación. Cuando se emplea una clasificación basada en la función, los gastos generales seagrupan en rubros genéricos, como: gastos de venta, de administración, de investigación yotros. Los gastos de venta son los que se derivan de los esfuerzos de la entidad paracomercializar sus bienes o servicios. Los gastos de administración son aquellos en los queincurre la entidad para controlar sus operaciones. Los gastos de investigación son los que sedesprenden de la búsqueda de nuevas alternativas de productos y servicios.b) Clasificación por naturaleza. Desglosa los rubros de costos y gastos, atendiendo a la esenciaespecífica del tipo de costo o gasto de la entidad; es decir, no se agrupan en rubros genéricos.Usualmente el sector servicios utiliza esta clasificación. En una clasificación basada en lanaturaleza, los gastos generales deben desglosarse en sus componentes principales. Unejemplo de este desglose es el siguiente: a) consumo de inventarios; b) sueldos, prestaciones ydemás beneficios a los empleados; c) depreciación y amortización; d) comisiones; e)mantenimiento; f) publicidad; y g) otros gastos generales.330

Sector EnergíaAl respecto, PEP informó que: “presenta su estado de resultados por función, ya que como se describeen el párrafo 23 de la NIF B-3 ‘Estado de resultados’, ‘El costo de ventas sólo se presenta en unaclasificación por función…’ y el párrafo 25 dice ‘Cuando se emplea una clasificación basada en lafunción, los gastos generales se agrupan en rubros genéricos, tales como: gastos de venta, deadministración, de investigación y otros’. En ese sentido, los rubros genéricos que utiliza PEP, estánclasificados en el catálogo de cuentas autorizado por la SHCP para el grupo PEMEX… siendo losprincipales rubros del costo de ventas del Organismo, las Compras Interorganismos, los gastos deOperación de campos petroleros, los Gastos de Exploración y los Gastos de Perforación, no obstante,en las cuentas contables a ocho dígitos, se obtiene mayor detalle en la clasificación de los gastos porsu naturaleza, tales como mano de obra, adquisición de materiales, honorarios, depreciación, etc., sinembargo, las actividades de exploración y explotación pueden requerir varios de estos conceptos, porlo que su clasificación se efectúa a partir de la forma en que fue autorizado el ejercicio de los recursos,lo que se logra a través de los programas y tareas tipo que efectúan los departamentos quedesarrollan las actividades de exploración y explotación de yacimientos.…Finalmente por ser este Organismo una entidad paraestatal, está sujeto a la observancia del Manualde Contabilidad Gubernamental para el Sector Paraestatal, que incluye las Normas Específicas deInformación Financiera Gubernamental para el Sector Paraestatal (NEIFGSP)… Por lo antes expuesto,se concluye que PEP si se apega a las Normas de Información Financiera, previa observancia de lasNEIFGSP y además se aprovechó la funcionalidad de los reportes presupuestales para garantizar elcumplimiento de los requisitos establecidos en el artículo 254 de la Ley Federal de Derechos, paraefecto de la determinación de las deducciones de costos y gastos”.De acuerdo con lo señalado por la entidad, para determinar y clasificar los costos para la explotaciónde los yacimientos de petróleo crudo o gas natural y gastos de exploración, transportación o entregade los hidrocarburos efectivamente pagados, considera información de naturaleza presupuestal.Es importante señalar que aunque en materia contable no se observa incumplimiento a NIF, no esposible determinar la relación entre el programa y tarea tipo de los registros con la cuenta contable ysu posición financiera, ya que no existe una relación directa entre estos datos, lo que dificulta verificarel registro en la contabilidad de los costos para la explotación de los yacimientos de petróleo crudo ogas natural y gastos de exploración, transportación o entrega de los hidrocarburos efectivamentepagados, en incumplimiento de los artículos 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos y 1º,párrafo segundo, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.331

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, laentidad fiscalizada informó lo siguiente:“En la base de costos y gastos proporcionada a la ASF se incluye entre otros datos el N° deldocumento contable mediante el cual se puede localizar el registro en el sistema SAP/R3.Los registros (documento contable) en el sistema SAP contiene los elementos necesarios para poderidentificar la naturaleza del registro, estos elementos son:• Sociedad• Cuenta de Mayor• Programa presupuestario ó Área funcional• Programa tarea tipo (derivado del programa presupuestario)• Posición financiera, también conocida como posición presupuestaria (pospre)• Centro GestorMediante estos datos es posible clasificar la información de PEP desde los puntos de vista contablespara la integración del Estado de Resultados y presupuestal para la integración de la Cuenta Públicasegún se requiera…Por otra parte como se explicó en nota informativa de la auditoría 323, resultado 1, observación,mediante los procedimientos 200-74000-PA-220 y 200-74000-PA-233 se clasifica la informacióncontable para integrar la base de costos y gastos deducibles de acuerdo a lo dispuesto en el párrafo IVdel artículo 254 de la LFD.Con el fin de mejorar la calidad de la información de la base de costos, gastos e inversiones PEP, estádesarrollando un sistema que permitirá que la información fiscal de de (sic) 2009 se entreguereferenciada a cuentas de resultados y no a cuentas de balance.Por otra parte se está desarrollando un proyecto para establecer una vinculación Contable –Presupuestal basada en el catálogo de Tareas Objeto y Posiciones Financieras.Este proyecto permitirá reducir el riesgo de error en el registro financiero y en las deduccionesfiscales.”332

Sector EnergíaAcción Promovida08-1-18T4L-02-0323-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción implemente mecanismos en sus sistemas paravincular la información contable-presupuestal de los costos para la explotación de los yacimientos depetróleo crudo o gas natural y gastos de exploración, transportación o entrega de los hidrocarburos, yaque presenta como dato principal los programas y tareas tipo para seleccionar los deducibles, de estamanera no es posible evaluar que en las deducciones del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos sólose incluyan partidas que contablemente estén registradas como costos y gastos efectivamentepagados, en cumplimiento de los artículos 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos y 1º, párrafosegundo, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 3Sin ObservacionesDe conformidad con los artículos 45, párrafo cuarto, de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y 10, párrafo primero, de su reglamento, que establece “los ejecutores degasto deberán contar con sistemas de control presupuestario que promuevan la programación,presupuestación, ejecución, registro e información del gasto”, y “la programación, presupuesto, control,ejercicio y evaluación del gasto público se sujetará a sistemas de control presupuestario, los cualesserán de aplicación y observancia obligatoria para las dependencias y entidades” respectivamente, secomprobó que los costos y gastos por mantenimiento informados por la entidad fiscalizada por17,321,636.5 miles de pesos, se registraron en posiciones presupuestales, las cuales de acuerdo conel Catálogo de Posiciones Financieras, emitido por la Dirección General de Finanzas de PetróleosMexicanos, en junio de 2003, y vigente en 2008, tienen como objetivo identificar las operacionesfinancieras para el registro, consolidación de la información y control presupuestal, como sigue:333

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008INTEGRACIÓN DE LOS COSTOS Y GASTOS POR MANTENIMIENTO, 2008POR POSICIÓN FINANCIERA(Miles de pesos)Posición presupuestal Total %202 Adquisición de materiales, accesorios y artículos de servicio 1,494.3 0.0204 Conservación y mantenimiento diverso por contrato 1,943,863.8 11.2235 Gastos generales pagados a terceros 4.8 0.0302 Adquisición de materiales de inversión 18,290.6 0.1309 Investigación y desarrollo realizados por terceros 422.4 0.0310 Rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato 15,252,676.2 88.1314 Servicios de apoyo a la perforación 104,853.5 0.6318 Adquisición de bienes muebles e inmuebles 30.6 0.0325 Otros egresos de inversión 0.1 0.0329 Viáticos y gastos de viaje de inversión 0.2 0.0Total 17,321,636.5 100.0FUENTE: Base de costos y gastos para el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) 2008.De la cantidad mencionada de costos y gastos por mantenimiento deducibles para efectos del DOSH,se verificó que en las posiciones presupuestales se registraron conceptos como reparación,conservación, mantenimiento, modificaciones y reacondicionamiento a equipo e instalaciones ubicadosen zonas de exploración y explotación de yacimientos petroleros, válvulas de uso general y trampasvapor, refacciones y accesorios para equipos diversos, en cumplimiento de los artículos 45, párrafocuarto, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 10 de su reglamento.Resultado Núm. 4Sin ObservacionesA fin de comprobar que los costos y gastos por mantenimiento de 17,321,636.5 miles de pesos seautorizaron y pagaron de conformidad con el Procedimiento Administrativo Ventanilla Única(Contratistas, Proveedores y Misceláneos) con clave núm. 200-74000-PA-083, aprobado por laSubgerencia de Tesorería en marzo de 2007 y vigente en 2008, se seleccionaron 153 documentoscontables (pólizas), por un importe de 1,634,118.5 miles de pesos, como se muestra a continuación:334

Sector EnergíaINTEGRACIÓN DE MUESTRA DE DOCUMENTOS CONTABLES SEGÚN SAP/R3(Miles de pesos)Proveedor Cantidad MontoRegión Marina NoresteAxis Projects, S.A. de C.V. 1 948.2Condux, S.A. de C.V. 11 44,116.0Construcciones Integrales del Carmen, S.A. de C.V. 1 2,143.5Constructora Subacuática Diavaz, S.A. de C.V. 17 210,286.1Ducan y Cossio, S.A. 1 482.2Fletadora y Abastecedora Marítima, S.A. de C.V. 2 4,558.7Grupo Constructor Grijalva, S.A. de C.V. 2 4,104.6Ingeniería y Servicios Generales del Sureste, S.A. de C.V. 1 1,728.2Instalaciones Electromecánicas Civiles y Eléctricas, S.A. de C.V. 2 17,606.2Maquinaria Doga, S.A. de C.V. 5 69,023.0Nuovo Pignone SPA 4 318,719.3Oceanografía, S.A. de C.V. 8 18,551.5Siaspro, S.A. de C.V. 6 46,619.7Televent, S.A. de C.V. 3 23,345.5Subtotal 64 762,232.7Región Marina SuroesteCotemar, S.A. de C.V. 68 628,743.2Mantenimiento Marino de México, S.R.L. de C.V. 15 228,231.0Texas Oilfield Products y Services, S.A. de C.V. 1 880.1Subtotal 84 857,854.3Región SurEMS Energy Services México, S. de R.L. de C.V. 1 13,798.5Sistemas y Computadores del Sureste, S.A. de C.V. 1 135.6Tecnología Avanzada en Investigación Aplicada, S.A. de C.V. 3 97.4Subtotal 5 14,031.5Total 153 1,634,118.5FUENTE: Facturas proporcionadas por Pemex Exploración y Producción (PEP) y Sistema SAP/R3.Se revisó su registro en el Sistema de Aplicaciones y Procesamiento de Datos (SAP) de PEP, secotejaron los registros con su documentación soporte y comprobatoria, como son facturas, losCertificados de Aceptación de Bienes y Servicios, las Codificaciones de Pagos y Descuentos,contrarecibos y testigos de pago.Se comprobó que los pagos se realizaron en el ejercicio de 2008 y que las facturas reunieron losrequisitos fiscales, previstos en los artículos 29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación, los pagosfueron autorizados por el área usuaria, y registrados contablemente en el sistema SAP/R3, en335

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008cumplimiento de los artículos 89, párrafo primero, de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria, y 241, párrafo primero, de su reglamento.Asimismo, se constató que en 12 casos los costos y gastos por mantenimiento informados inicialmentepor PEP en la base de costos y gastos deducibles, son menores de los consignados en las facturas,como se muestra a continuación:Núm. dedocumentocontableFacturaConstructora Subacuática Diavaz, S.A. de C.V.COMPARATIVO DE REGISTROS DE COSTOSY GASTOS POR MANTENIMIENTO(Miles de pesos)ImporteBase de datos de costos ygastos por mantenimientoDiferencia5121429868 32,926.6 24,822.2 8,104.45121396976 30,473.4 26,049.2 4,424.25121207314 5,511.3 3,194.2 2,317.15121221005 8,500.9 7,625.1 875.85121201171 2,028.9 1,654.5 374.45121220950 21,063.0 20,938.2 124.85121220883 14,304.3 14,209.3 95.05121220923 5,827.4 5,801.7 25.75121201211 1,272.8 1,267.3 5.5Mantenimiento Marino de México, S.R.L. de C.V.5121221135 7,316.0 6,550.1 765.95121221132 7,170.2 3,239.3 3,930.9Sistemas y Computadores del Sureste, S.A. de C.V.5121321575 135.6 111.5 24.1Total general 136,530.4 115,462.6 21,067.8FUENTE: Base de costos y gastos por servicios de mantenimiento y facturas soporte de los registros en el sistemaSAP R/3.Conforme a los registros contables en el sistema SAP R/3, las partidas que no fueron incluidas comoparte de los costos y gastos por servicios de mantenimiento correspondieron a las registradas en losprogramas tarea tipo CZ1 “Modernización y Optimización de Infraestructura, Modificación deInstalaciones”, CZ2 “Modernización y Optimización de Infraestructura, Rehabilitación de InstalacionesMarinas”, CZ5 “Modernización y Optimización de Infraestructura, Rehabilitación y sustitución parcial deductos”; y en las posiciones financieras 310301902 “Modificaciones y reacondicionamiento de líneasde descarga y recolección, bombeo neumático, inyección, acueductos, redes de distribución, etc.”,336

Sector Energía310301911 “Modificaciones y reacondicionamiento de plataformas e instalaciones marinas deproducción, enlace, etc.”, y 310311100 “Modificación y reacondicionamiento de equipos industriales ymaquinaria”. Se cotejó que los programas tarea tipo identificados no están considerados comodeducibles de acuerdo con lo que establece el Procedimiento Administrativo para la identificación deregistros del gasto en flujo de efectivo que aplican para el Régimen Fiscal de PEP con número declave 200-74000-PA-233, autorizado por la Gerencia de Recursos Financieros, que en su anexonúmero dos contiene el catálogo de programas – tareas tipo vigente en el 2008.Resultado Núm. 5 Observación Núm. 1A fin de verificar los costos y gastos por mantenimiento autorizados y pagados por 17,321,636.5 milesde pesos, que Pemex Exploración y Producción (PEP) informó como deducibles para efectos delartículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, se analizó la base de datos por cuentacontable, y se obtuvo lo siguiente:COSTOS Y GASTOS DEDUCIBLES POR MANTENIMIENTOREGISTRADOS EN DIFERENTES MOMENTOSDURANTE 2008(Miles de pesos)Cuentas Importe %Cuentas de pasivo 16,058,444.9 92.7Cuentas de activo 996,069.6 5.8Cuentas de resultados 267,122.0 1.5Total 17,321,636.5 100.0FUENTE: Base de Costos y Gastos deducibles para DOSH 2008.Se solicitó que la Gerencia de Recursos Financieros de PEP aclarara la integración de dichosimportes, en respuesta, informó que no existen reportes automáticos en el sistema SAP R/3 queproporcionen la información requerida, aclaró que el registro de las operaciones se identificaconsultando las pantallas del sistema en diferentes módulos, el cual se lleva a cabo en tres momentos:a) Recepción de los servicios de mantenimiento por el área usuaria, en donde se registra elmantenimiento en cuentas de resultados y en contraparte se registra la recepción en la cuentapuente “Materiales recibidos a precio estimado”.337

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008b) Pasivo por los gastos de mantenimiento en la ventanilla única, en donde se registra el descargoa la cuenta puente “Materiales recibidos a precio estimado” y en contraparte se registra elcompromiso de pago en la cuenta de pasivo.c) Pago al contratista, por el área de Tesorería, en donde se registra la cancelación del pasivo yen contraparte se registra la salida del dinero de las cuentas de bancos de PEP.La información operada por PEP en la base de datos de las deducciones por costos y gastos pormantenimiento no contiene los datos contables que permitan la identificación de dichos costos en lascuentas de resultados, debido a que el sistema de registro contable debe contener la vinculación entrelas cuentas de control y las de balance o resultados, en incumplimiento del Postulado Básico deContabilidad Gubernamental “Control Presupuestario”.Se solicitó el registro contable de la muestra de 153 documentos por un importe de 1,613,051.0 milesde pesos, en respuesta, la entidad fiscalizada proporcionó copia de las pantallas SAP de los registrosen donde se reflejan cuentas de resultados y de balance como se muestra a continuación:CUENTAS DE REGISTROS DE ORIGEN DE LA MUESTRA DE DOCUMENTOS CONTABLES(Miles de pesos)Núm.cuenta Descripción Importe %Modificaciones/Reacondicionamiento a plataformas e instalaciones111 62070125 marinas de producción. 1,103,033.9 68.43 62070065 Adquisición de material electrónico (capacitares, diodos) 249,946.0 15.5Modificaciones/ Reacondicionamiento a material y equipo de5 62070127 perforación, terminación y reparación de pozos. 69,023.2 4.3Modificación/Reacondicionamiento de instalaciones de producción,7 62070118 compresión y almacenamiento. 43,162.1 2.7Reparación, conservación y mantenimiento de líneas de aceite y2 62070153 gas 38,620.7 2.4Modificaciones a líneas de descarga, recolección y bombeo9 62070119 neumático 38,377.5 2.4Reparación, conservación y mantenimiento a instalaciones de4 62070154 equipo diverso 30,862.7 1.9Reparación, conservación y mantenimiento a equipo industrial y1 62070152 maquinaria. 26,049.2 1.6Reparación, conservación y mantenimiento a equipo marítimo y3 62070138 fluvial. 8,693.3 0.5DocumentoscontablesModificación/Reacondicionamiento a plataformas e instalacionesmarina otros. 3,245.2 0.22 620701264 62070160 Reparaciones, conservación y mantenimiento a otras instalaciones 208.9 0.0151 Importe Total Registrado en Cuentas de Resultados 1,611,222.7 99.91 14110001 Valor histórico aparatos, herramientas y maquinaria 948.2 0.11 11051702 Reclasificación de retenciones centros de beneficio 880.1 0.02 Importe Total Registrado en Cuentas de Activo 1,828.3 0.1Total 153 1,613,051.0 100.0FUENTE: Pantallas SAP de registros contables en cuentas de resultados.338

Sector EnergíaSe constató que existen dos registros reportados en cuentas de balance, uno en la cuenta contablenúm. 14110001, que conforme a la factura, certificados de aceptación de bienes y servicios,contrarecibo y el objeto del contrato núm. 4221280537, celebrado con el proveedor Axis Project, S.A.de C.V., corresponde a servicios por instalación, pruebas y puesta en operación de un equipo dedosificación de sosa cáustica. El registro contable se realizó de conformidad con la Norma deInformación Financiera C-6 “Inmuebles, maquinaria y equipo” y su programa presupuestario es el440M0100BQ8R0100 que corresponde a Mantenimiento Correctivo a Equipo de Servicios Auxiliares,por lo que al incluir ese concepto de pago en la base de costos y gastos, PEP incumplió el artículo254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos, debido a que el pago se identificó como parte delvalor del activo fijo número 11300012201 “Equipo dosificador de sosa cáustica”.El otro registro, efectuado en la cuenta contable núm. 11051702, conforme a la factura, certificado deaceptación de bienes y servicios, y estimación que corresponde a un ingreso por los descuentos porpenalizaciones de mantenimientos preventivos atrasados y no ejecutados de septiembre de 2005 aenero de 2006, a favor de PEP, del contrato núm. 412414861 de Texas Oilfield Products y Services,S.A. de C.V., cuyo objeto fue el “Mantenimiento integral a equipo diverso electromecánico instalado enplataformas marinas del Activo Integral Cantarell”, con vigencia del 15 de diciembre de 2004 al 8 deenero de 2007.El registro contable y presupuestal de las penalizaciones se realizó en 2006, y la reclasificación deretenciones, se efectuó en 2008, por lo que se concluye que no es un gasto, ya que corresponde a unarecuperación de fondos por sanciones lo que representó un ingreso para PEP, en incumplimiento delartículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos. Su programa presupuestario es el440A0000BTQ0R010G que corresponde a mantenimiento predictivo a infraestructura operativa.Finalmente, se comprobó que de los 1,613,051.0 miles de pesos revisados, 1,611,222.7 miles depesos fueron registrados en cuentas de resultados de mantenimiento y se pagaron en el ejercicio 2008de conformidad con las facturas, certificados de aceptación de bienes y servicios, y los registros seefectuaron en los tres momentos señalados, en cumplimiento de los Postulados Básicos deContabilidad Gubernamental, “Control Presupuestario”, “Base en Devengado”, “Costo Histórico”, y“Dualidad Económica”.339

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Acción Promovida08-1-18T4L-02-0323-01-002RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción realice las acciones necesarias en sus sistemas deinformación a fin de que en la base de datos que opera por concepto de costos para la explotación delos yacimientos de petróleo crudo o gas natural y gastos de exploración, transportación o entrega delos hidrocarburos por mantenimiento, se reflejen las cuentas de resultados que permitan identificarlospor su naturaleza contable, debido a que en la auditoría se identificaron registros en cuentas de activo,en cumplimiento del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Control Presupuestario" y delartículo 254, fracción IV, de la Ley Federal de Derechos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 6Sin ObservacionesCon objeto de verificar el procedimiento para la contratación de los servicios por mantenimiento quedio lugar al pago en 2008 de costos y gastos por mantenimiento, así como la recepción de dichosservicios, se seleccionaron los cuatro contratos siguientes:340

Sector EnergíaNúm. deContratoProveedor /1INTEGRACIÓN DE MUESTRA DE CONTRATOS, 2008(Miles de pesos)Objeto del contrato428237873 Cotemar, S.A. de C.V. Rehabilitación aplataformas y centros deproceso en instalacionescosta fuera con apoyo deunaplataforma428238804 Mantenimiento Marinode México, S. de R.L.de C.V.semisumergible.Rehabilitación yreacondicionamiento deplataformaseinstalaciones marinas yapoyo a perforación enserviciosdemantenimiento,estimulación e inducciónde pozos; instalación desensores y toma deregistros con apoyo deequipo marino en el Golfode México.412603873 ConstructoraInspecciónSubacuática Diavaz, mantenimiento yS. A. de C. V. reacondicionamiento aductos costa fuera de laRegión Marina.424018862 Mic Bac, S.A. de C.V. Servicio integral para laaplicacióndemicroorganismos(Bacterias) en pozospetroleros de la RegiónNorte.MontoContratado*MultianualMontoPagado2008Monto porMantenimiento/24,593,200.0 1,259,136.6 989,068.72,609,437.4 640,023.2 576,475.63,898,112.8 1,014,022.8 472,709.0424,344.1 /3___________82,208.3__________82,208.3__________11,525,094.3 2,995,390.9 2,120,461.6FUENTE: Base de datos de contratos y convenios proporcionados por Pemex Exploración y Producción.* Monto que considera las modificaciones hechas a los contratos al 31 de diciembre de 2008./1 Los proveedores tienen varios contratos, los que se indican fueron los seleccionados para revisión./2 Base de datos de costos y gastos por mantenimiento deducibles operada por PEP./3 Monto máximo.Con el análisis de los contratos, se determinó lo siguiente:En este resultado se presentan los aspectos evaluados del contrato número 428237873, celebrado conCotemar, S.A. de C.V., en el Resultado Núm. 7 los del contrato número 428238804, celebrado conMantenimiento Marino de México, S. de R.L. de C.V., en el Resultado Núm. 8 los del contrato número412603873, celebrado con Constructora Subacuática Diavaz, S.A. de C.V., y en el Resultado Núm. 9los del contrato número 424018862, celebrado con Mic Bac, S.A. de C.V.341

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Cotemar, S.A. de C.V.El contrato núm. 428237873 se celebró el 15 de enero de 2008 entre Pemex Exploración y Producción(PEP) y la compañía Cotemar, S.A de C.V., con objeto de realizar los trabajos de “Rehabilitación aplataformas y centros de proceso en instalaciones costa fuera con apoyo de una plataformasemisumergible (CA)”, en las instalaciones marinas del Golfo de México y en Ciudad del Carmen,Campeche; el monto original del contrato fue de 1,109,624.2 miles de pesos, más 235,190.9 miles dedólares, equivalentes a 2,579,926.3 miles de pesos, que totalizaron 3,689,550.5 miles de pesos. Elcontrato tuvo modificaciones durante el año para incrementar 903,649.5 miles de pesos, con lo quequedó en 4,593,200.0 miles de pesos. El monto a ejercer en el año 2008 fue de 213,786.4 miles depesos, más 45,313.2 miles de dólares, equivalentes a 497,063.0 miles de pesos, que suman 710,849.4miles de pesos para 2008. El plazo de ejecución del contrato fue de 1,827 días naturales contados apartir de su celebración al 14 de enero de 2013, por lo que se trata de un contrato en proceso.El contrato se adjudicó el 17 de diciembre de 2007 mediante el procedimiento de licitación públicainternacional núm. 18575108-052-07, con fundamento en los artículos 3º, fracción I, 26, fracción I, 27,fracción I, 28, 30, fracción II, y 38 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas.La Subgerencia de Ingeniería del Mantenimiento de la Gerencia de Mantenimiento Integral, adscrita ala Coordinación de Servicios Marinos de PEP, realizó la evaluación técnica de la propuesta deCotemar, S.A. de C.V., esta fue la única propuesta presentada en el acto de presentación y aperturade proposiciones, y cumplió con los requisitos solicitados en las bases de la licitación, con los artículos38 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 36 de su reglamento, asícomo con la Regla 16 de las bases de licitación, en la cual se establece que sólo serán evaluadaseconómicamente las propuestas que hayan cumplido técnicamente. La Superintendencia de Ingenieríade Costos, de la Subgerencia de Recursos Materiales, dependiente de la Gerencia de Administración yFinanzas, adscrita a la Coordinación de Servicios Marinos, de conformidad con los artículos 38 de laley citada y 37 de su reglamento, analizó la parte económica de la propuesta.La propuesta de Cotemar, S.A. de C.V. se calificó como solvente técnica y económicamente y propusocomo plataforma semisumergible a la Safe Britannia.El 18 de diciembre de 2007 se dio a conocer el fallo de la licitación citada, en presencia de loslicitantes Cotemar, S.A. de C.V.; Servicios Marítimos de Campeche, S.A. de C.V., y Condux, S.A. deC.V., de conformidad con los artículos 39 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados conlas Mismas, y 39 de su reglamento, así como con la Regla 20 de las bases de la licitación.342

Sector EnergíaEl Instituto Mexicano de Auditoría Técnica, A.C. participó como testigo social en el procedimiento decontratación mencionado, de acuerdo con la Regla 32 “Testigo Social” de las Bases de Licitación.El 19 de noviembre de 2008, se celebró el convenio modificatorio núm. uno, cuyo objeto fue la“Adecuación de partidas, con incremento de monto, sin ampliación de plazo”, con la modificación, losnuevos importes fueron por 2,000,213.6 miles de pesos, más 236,381.5 miles de dólares, equivalentesa 2,592,986.4 miles de pesos, totalizaron 4,593,200.0 miles de pesos para ejercer hasta el 14 de enerode 2013, es decir, se incrementó en 903,649.5 miles de pesos que representó el 24.5% más del montooriginal. La celebración del convenio modificatorio cumple con el artículo 59 de la Ley de ObrasPúblicas y Servicios Relacionadas con las Mismas.En 2008 se ejercieron 1,259,136.6 miles de pesos (882,896.4 miles de pesos más 33,940.2 miles dedólares, equivalentes a 376,240.2 miles de pesos), importe superior en 548,287.2 miles de pesos almonto de 710,849.4 miles de pesos autorizado en el contrato (213,786.4 miles de pesos más 45,313.2miles de dólares, equivalentes a 497,063.0 miles de pesos). Al respecto, PEP proporcionó losProgramas Operativos Trimestrales de 2008, que contienen las firmas de la Administración del ActivoIntegral, y de las gerencias de Mantenimiento de la Región y de Planeación y Evaluación, y sucorrespondiente aviso de autorización; documentos que, de acuerdo con el numeral 6.1.1 del“Procedimiento para el aseguramiento de los recursos presupuestales de los Servicios Marinos”,aprobado por la Subdirección de Coordinación de Servicios Marinos el 20 de septiembre de 2004,vigente en 2008, el área solicitante del servicio valida los recursos financieros de acuerdo con elprograma de actividades con el que se creará la reserva para el trimestre correspondiente, tomandocomo base el programa operativo respectivo.Como resultado de la modificación, se determinó que los importes reducidos fueron los de las partidasnúms. 1.3 en pesos y dólares, 5 en dólares; y el resto de las partidas se incrementaron, como semuestra a continuación:343

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PartidaEFECTO EN PARTIDAS MODIFICADAS EN EL CONVENIO MODIFICATORIO NÚMERO UNO(Miles de pesos)ConceptoImporte totalcontrato /1originalImporte totalconvenio núm.uno /1Diferencia1.3 Embarcación en operación utilizando 2,400,931.9 2,373,047.0 (27,884.9)posicionamiento dinámico1.4 Embarcación en operación sin utilizar1,303.4 18,242.3 16,938.9posicionamiento dinámico1.5 Embarcación en espera 1,301.3 11,971.7 10,670.42 Personal optativo para trabajos de construcción, 342,939.6 885,442.0 542,502.4buceo y seguridad.3 Equipos optativos para trabajos de rehabilitación y 222,268.6 461,880.6 239,612.0mantenimiento, buceo y seguridad.4 Servicios de alimentación y hospedaje. 312,417.0 348,456.3 36,039.35 Ingeniería y prefabricación de estructuras en tierra 44,220.2 129,991.6 85,771.4para trabajos de mantenimiento6 Precios unitarios optativos 364,168.5 364,168.5 0.0Total 3,689,550.5 4,593,200.0 903,649.5FUENTE: Anexo “C” del contrato núm. 428237873 y Anexo “C.1” del convenio modificatorio uno./1 Al tipo de cambio 10.9695Durante 2008 se generaron doce estimaciones por un total de 1,023,869.7 miles de pesos, y 40,091.8miles de dólares, equivalentes a 458,859.7 miles de pesos que suman 1,482,729.4 miles de pesos; delos cuales en el 2008 se pagaron 1,259,136.6 miles de pesos. Se seleccionaron como muestra lasestimaciones núms. 4, 7 y 10, por 273,664.6 miles de pesos y 10,762.7 miles de dólares, equivalentesa 122,594.6 miles de pesos, que totalizan 396,259.2 miles de pesos y representan el 26.7% del totalde estimaciones generadas en ese año.INTEGRACIÓN MUESTRA DE ESTIMACIONES(Cifras en miles)Periodo de la estimación Importe Equivalente TotalEstimación Del Al Pesos Dólares pesos pesos4 01-abr-08 30-abr-08 88,397.3 3,399.7 35,328.7 123,726.07 01-jul-08 31-jul-08 92,698.3 3,873.6 39,373.2 132,071.510 01-oct-08 31-oct-08 92,569.0 3,489.4 47,892.7 140,461.7Suma 273,664.6 10,762.7 122,594.6 396,259.2FUENTE: Estimaciones generadas en 2008.344

Sector EnergíaAl respecto, se constató que las estimaciones están numeradas, tienen el número de contrato, losnombres y las firmas del contratante y contratista, el periodo de los trabajos realizados y la relación delos conceptos con las cantidades ejecutadas; los conceptos, las unidades y los precios unitarios sonlos mismos del contrato; las cantidades son las mismas que se presentan en los númerosgeneradores, los números generadores mencionan la estimación a la que corresponden y cuantificancon claridad los trabajos ejecutados y el importe de las estimaciones corresponde al asentado en lafacturación respectiva, en cumplimiento de los artículos 54 de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas, y 100 y 102 de su reglamento.Se comprobó que las facturas fueron pagadas en 2008, contaron con los certificados de aceptación deservicios del área usuaria, y cumplieron con los requisitos que establecen los artículos 29 y 29-A delCódigo Fiscal de la Federación.A fin de constatar la existencia de la Plataforma semisumergible Safe Britannia, en agosto de 2009 serealizó una visita a la plataforma, en el Centro de proceso Akal C, del Activo Integral Cantarell, de laRegión Marina Noreste de PEP, en donde la empresa se encontraba realizando trabajos. Por el tipo deservicios que se prestaron no fue posible en esa fecha constatar la prestación de los mismos porquecorrespondieron al año anterior, sin embargo, se constató la existencia del equipo de navegaciónmínimo, la plataforma semisumergible con posicionamiento dinámico y la pasarela de conexión de laplataforma semisumergible a plataforma fija, así como los siguientes documentos originales quecontienen las características principales de la plataforma:• Cuadernillo de estabilidad sin avería, avalado por la autoridad competente.• Certificado internacional de arqueo.• Certificado internacional de francobordo.• Certificado de clase (casco y maquinaria).• Status de clase.• Reporte sumario de inspección de clase efectuado en su última inspección (de julio de 2009).• Certificado de matrícula.• Certificado I.O.P.P. (International Oil Pollution Prevention)• Permiso de navegación vigente.345

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Se comprobó que la plataforma semisumergible Safe Britannia cumple con la documentación quecontiene las características principales conforme a lo especificado en el anexo RME.Además, la plataforma está registrada por la sociedad clasificadora DET. NORSKE VERITAS, miembrode la Internacional Association Of Classification Societies (I.A.C.S.); y el contratista mantiene a bordo,en original o copia certificada, los certificados y demás documentos que acreditan que la plataformasemisumergible Safe Britannia se encuentra en clase, es decir, que cuenta con los registros ypermisos necesarios para entrar a cualquier puerto y navegar libremente en las aguas del marterritorial o zona exclusiva o plataforma continental en los Estados Unidos Mexicanos, como establecela cláusula Quincuagésima Tercera del contrato, “Inspección de la plataforma semisumergible”.Conforme a la documentación, se verificó que PEP antes de iniciar los trabajos del contrato, el 10 y 11de enero de 2008 realizó la inspección tipo check list a la plataforma semisumergible Safe Britanniaconforme a los requisitos técnicos solicitados en el Anexo RME y los Criterios de Evaluación Técnicade las Bases de Licitación, con el fin de certificar que las especificaciones ofertadas en la adjudicaciónque originó el contrato se cumplieron; y que dicha plataforma estaba en clase, en cumplimiento de lacláusula Quincuagésima Tercera del contrato.346

Sector EnergíaResultado Núm. 7Sin ObservacionesEl 14 de marzo de 2008 Pemex Exploración y Producción celebró el contrato núm. 428238804 con laempresa Mantenimiento Marino de México, S. de R.L. de C.V., cuyo objeto fue “Rehabilitación yreacondicionamiento de plataformas e instalaciones marinas y apoyo a perforación en servicios demantenimiento; estimulación e inducción; instalación de sensores y toma de registros con apoyo deequipo marino en el golfo de México (SB)”. El contrato se celebró con base en precios unitarios; elplazo convenido fue del 3 de mayo de 2008 al 3 de mayo de 2013.El monto contratado fue de 767,987.5 miles de pesos, más 170,147.0 miles de dólares, equivalentes a1,841,449.9 miles de pesos, que suman 2,609,437.4 miles de pesos. Para el 2008, el monto a ejercerautorizado en la cláusula segunda del contrato formalizado fue de 99,838.4 miles de pesos, más22,119.1 miles de dólares, equivalentes a 239,388.5 miles de pesos y que totalizaron 339,226.9 milesde pesos, el monto ejercido fue de 640,023.2 miles de pesos que se integró por 369,271.9 miles depesos más 22,661.1 miles de dólares, equivalentes a 270,751.3 miles de pesos, por lo que se superóel importe autorizado por un monto de 300,796.3 miles de pesos. Al respecto, PEP proporcionó losProgramas Operativos Trimestrales de 2008, que contienen las firmas de la Administración del ActivoIntegral, y de las gerencias de Mantenimiento de la Región y de Planeación y Evaluación, y sucorrespondiente aviso de autorización; documentos que, de acuerdo con el numeral 6.1.1 del“Procedimiento para el aseguramiento de los recursos presupuestales de los Servicios Marinos”,aprobado por la Subdirección de Coordinación de Servicios Marinos el 20 de septiembre de 2004,vigente en 2008, el área solicitante del servicio valida los recursos financieros de acuerdo con elprograma de actividades con el que se creará la reserva para el trimestre correspondiente, tomandocomo base el programa operativo respectivo.El proceso de contratación inició el 18 de diciembre de 2007 con la publicación de la convocatoria y el25 de enero de 2008 se cerró la venta de bases de licitación.Posteriormente, se realizaron cinco juntas de aclaración la primera el 11 de enero de 2008 y la últimael 1° de febrero del mismo año; finalmente, el acto de presentación y apertura de propuestas y el actode fallo se realizaron el 7 y 27 de febrero de 2008, respectivamente. La firma del contrato se realizó el14 de marzo de 2008, en cumplimiento de los artículos, 3°, fracción I, 26, fracción I; y 27, fracción I,párrafo segundo, y 34, 39 y 47 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.El contrato se asignó mediante el procedimiento de licitación pública internacional “TLC núm.18575108-078-07”, a Mantenimiento Marino de México, S. de R.L de C.V, única empresa quepresentó propuesta.347

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Durante 2008 se generaron 11 estimaciones por 736,430.2 miles de pesos, se seleccionaron comomuestra para su revisión y verificación en campo las estimaciones 6, 7 y 8 por 194,015.2 miles depesos y 10,392.0 miles de dólares, equivalentes a 133,528.9 miles de pesos, que totalizan 327,554.1miles de pesos, el 44.5% del total del ejercicio 2008, como se muestra a continuación:INTEGRACIÓN MUESTRA DE ESTIMACIONES(Cifras en miles)Periodo de la estimaciónImporteEstimaciónEquivalente enDel Al Pesos DólarespesosTotal pesos6 01-ago-08 31-ago-08 65,110.0 3,557.7 44,082.3 109,192.37 01-sep-08 30-sep-08 65,737.4 3,397.0 43,706.7 109,444.18 01-oct-08 31-oct-08 63,177.8 3,437.3 45,739.9 108,917.7FUENTE: Estimaciones generadas en 2008.194,025.2 10,392.0 133,528.9 327,554.1Como resultado de la revisión de las estimaciones seleccionadas, se constató que: presentaron elnúmero de contrato, están numeradas, incluyen los nombres y las firmas del contratante y elcontratista, el periodo de los trabajos realizados, la relación de los conceptos ejecutados; asimismo, losconceptos unidades y precios fueron congruentes con los pactados en el contrato, las cantidades enlas estimaciones coincidieron con los generadores, las estimaciones contienen generadores quedescribieron los trabajos y coinciden con las facturas que les corresponden, en cumplimiento de losartículos 54 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas; 100 y 102 de sureglamento.Se comprobó que las facturas fueron pagadas en 2008, que contaron con los certificados deaceptación de servicios del área usuaria, y cumplieron con los requisitos que establecen los artículos29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación.En agosto de 2009 se realizó una visita a la plataforma marina Abkatún D, de la Región MarinaNoreste, donde la empresa mencionada prestó servicios, así como al patio de construcción de laempresa Mantenimiento Marino de México, S. de R.L. de C.V., en Ciudad del Carmen, Campeche, porel tipo de servicios no fue posible constatar físicamente la prestación de los mismos, ya quecorrespondieron al año anterior, sin embargo, se corroboró que contó con herramientas y equiposdescritos en las estimaciones y generadores de obra.348

Sector EnergíaResultado Núm. 8Sin ObservacionesEl contrato núm. 412603873 fue celebrado el 23 de julio de 2004 entre Pemex Exploración yProducción y el proveedor Constructora Subacúatica Diavaz, S.A. de C.V., para realizar los trabajos de“Inspección, mantenimiento y reacondicionamiento a ductos costa fuera de la Región Marina”, por764,050.4 miles de pesos, más 194,840.7 miles de dólares, equivalentes a 2,049,782.5 miles depesos, que totalizaron 2,813,832.9 miles de pesos, y con un plazo de ejecución de 1,233 díasnaturales, que concluyó el 14 de junio de 2009. El contrato tuvo modificaciones durante el año paraincrementar 1,084,279.9 miles de pesos, con lo que quedó en 3,898,112.8 miles de pesos.Cabe señalar que el procedimiento de contratación se verificó en la revisión de la Cuenta Pública2006, en la auditoría núm. 434 “Deducciones por Inversiones en Oleoductos, Gasoductos, Terminales,Transporte o Tanques de Almacenamiento del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap”.Al cierre de 2008 se habían celebrado siete convenios modificatorios y tres adicionales al contratooriginal, como se detalla a continuación:RELACIÓN DE CONVENIOS CELEBRADOS AL 2008, EN EL CONTRATO NÚM. 412603873Convenio núm. Fecha de ObjetocelebraciónModificatorio 1 10-Sep-04 Sustitución de embarcaciones, sin ampliación de monto y plazoModificatorio 2 29-Sep-05 Ampliación de plazoModificatorio 3 8-May-06 Adecuación de partidas e inclusión de conceptos extraordinarios sin ampliaciónde montosModificatorio 4 2-Feb-07 Adecuación de partidas e inclusión de conceptos extraordinarios sin ampliaciónde montosModificatorio 5 18-May-07 Adecuación de partidas en inclusión de conceptos extraordinarios sinincrementos de montosModificatorio 6 5-Mzo-08 Adecuación de partidas e inclusión de conceptos extraordinarios conincrementos de montosModificatorio 7 25-Jul-08 Ajuste de precios del aceroAdicional 1 28-Jul-08 Adecuación de partidas, inclusión de conceptos extraordinarios, con incrementode monto y plazoAdicional 2 27-Nov-08 Adecuación de partidas, inclusión de conceptos extraordinarios, con incrementode monto y plazoAdicional 3 31-Dic-08 Adecuación de partidas, inclusión de conceptos extraordinarios, con incrementode monto y plazoFUENTE: Convenios celebrados.Con los convenios Modificatorios 3, 4 y 6; y Adicionales 1, 2 y 3 se amplió el monto original delcontrato para quedar en 1,264,431.5 miles de pesos y 250,342.8 miles de dólares, equivalentes a2,633,681.3 miles de pesos y que totalizaron 3,898,112.8 miles de pesos.349

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008MODIFICACIONES AL CONTRATO NÚM. 412603873, RESULTADO DE LOS CONVENIOSMODIFICATORIOS Y ADICIONALES(Cifras en miles de pesos y dólares)Concepto Monto Modificado Monto de laMoneda Dólares Homologado ampliaciónNacional/1% AmpliaciónmontoContrato original 764,050.4 2,049,782.5 2,813,832.9 0.0 0.0Convenio modificatorio 3 842,734.9 1,971,098.0 2,813,832.9 0.0 0.0Convenio modificatorio 4 909,563.2 1,904,269.7 2,813,832.9 0.0 0.0Convenio modificatorio 6 1,052,475.5 2,197,048.5 3,249,524.0 435,691.1 15.5Convenio adicional 1 1,108,426.6 2,392,839.3 3,501,265.9 251,741.9 8.9Convenio adicional 2 1,259,991.9 2,617,848.8 3,877,840.7 376,574.8 13.4Convenio adicional 3 1,264,431.5 2,633,681.3 3,898,112.8 20,272.1 0.7Total de la ampliación en monto 1,084,279.9 38.5FUENTE: Convenios modificatorios y adicionales celebrados hasta el 31 de diciembre de 2008.1/ Al tipo de cambio 10.5203En tanto que con los convenios modificatorios 2 y 6 y adicionales 1 y 3, se amplió el plazo original paraquedar en 1,646 días.MODIFICACIONES AL CONTRATO NÚM. 412603873, RESULTADO DE LOSCONVENIOS MODIFICATORIOS Y ADICIONALESConceptoPlazoampliado(días)Días deampliación% AmpliaciónplazoContrato 1,233 0 0.0Convenio modificatorio 2 1,324 91 7.4Convenio modificatorio 6 1,430 106 8.6Convenio adicional 1 1,586 156 12.6Convenio adicional 3 1,646 60 4.9Total de la ampliación en plazo 413 33.5FUENTE: Convenios modificatorios y adicionales celebrados hasta el 31 dediciembre de 2008.Los conceptos extraordinarios que se incluyeron fueron: partida 12 “Estudios de integridad enfocados adefectos”, 13.01 “Entrega de diagrama de flujo aceptable para el manejo del plan para laadministración de la integridad de ductos”, 13.02 “Entrega del documentos de estructura básica para laadministración de integridad de ductos para hidrocarburos líquidos y transferencia de tecnología”,13.03 “Entrega del documento de estructura básica para la administración de integridad de ductos paragas y transferencia de tecnología”, 13.04 “Entrega del documento integrado, aprobado y certificado deductos para gas y transferencia de tecnología”, y 13.05 “Entrega de reporte de evaluación de lasinstalaciones costa afuera y transferencia de tecnología”, mismos que fueron congruentes con el objetodel contrato y sus precios unitarios coincidieron con los del contrato.350

Sector EnergíaLos siete convenios totalizaron 3,898,112.8 miles de pesos, el 38.5% respecto del monto original, conun plazo de 1,646 días naturales que representa el 33.5 % más del plazo inicial, esos incrementos noparecen normales, sin embargo, son legales, ya que dichas modificaciones no afectaron la naturalezay características esenciales del objeto del contrato original, ni eluden el cumplimiento de leyes o detratados, además los convenios fueron firmados por funcionarios facultados para hacerlo, conforme alas manifestaciones en las declaraciones de los convenios adicionales correspondientes, la cláusuladécimo octava del contrato “Modificaciones al contrato” y el artículo 59, párrafos primero y segundo, dela Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionadas con las Mismas.Durante 2008 se generaron 40 estimaciones por un total de 378,391.6 miles de pesos y 28 por64,334.9 miles de dólares, equivalentes a 676,822.5 miles de pesos, que totalizan 1,055,214.1 milesde pesos. Se seleccionaron para su revisión y verificación en campo las estimaciones núms. 80, 83, 86y 88, por 68,485.4 miles de pesos y 17,831.1 miles de dólares, equivalentes a 185,836.5 miles depesos, que totalizan 254,321.9 miles de pesos del 24.1% del total de las estimaciones.INTEGRACIÓN MUESTRA DE ESTIMACIONES(Cifras en miles)Estimación Periodo de la estimación ImporteDel Al Pesos Dólares EquivalentepesosTotal pesos80 01-feb-08 29-feb-08 15,480.7 3,167.7 33,665.3 49,146.083 01-mar-08 31-mar-08 13,129.3 3,664.1 37,964.6 51,093.986 01-abr-08 30-abr-08 17,397.3 5,022.6 52,173.6 69,570.988 01-may-08 31-may-08 22,478.1 5,976.7 62,033.0 84,511.168,485.4 17,831.1 185,836.5 254,321.9FUENTE: Estimaciones generadas en 2008.Se constató que las estimaciones están numeradas, e incluyen el número del contrato, los nombres ylas firmas del contratante y contratista, periodo de los trabajos realizados, relación de los conceptosejecutados; los conceptos, unidades y precios unitarios son los mismos del contrato, las cantidadesson las mismas que se presentan en los números generadores, los números generadores mencionan aque estimación corresponden y cuantifican con claridad los trabajos ejecutados, y el importe de lasestimaciones corresponde al asentado en la facturación correspondiente, en cumplimiento de losartículos 54 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y 100 y 102 de sureglamento.351

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Se comprobó que las facturas fueron pagadas en 2008, que contaron con los certificados deaceptación de servicios del área usuaria, y cumplieron con los requisitos que establecen los artículos29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación.En agosto de 2009 se realizó una visita a las Plataformas Akal MB y Nohoch B, del Activo IntegralCantarell, de la Región Marina Noreste, en donde la empresa realizaba trabajos, se revisaron diversosdocumentos: la estimación núm. 80, en particular los conceptos 1.02 “Inspección a ductos ascendentescon tirante mayor de 50 m pero menor de 80 m”, 5.03 “Protección anticorrosiva a ductos ascendentespara 24 pulgadas de diámetro” y 5.07 “Protección anticorrosiva a ductos ascendentes para 12pulgadas de diámetro” y estimación núm. 83, conceptos 1.01 “Inspección a ductos ascendentes contirante menor o igual a 50 m” y 5 “Protección anticorrosiva a ductos ascendentes”, el reporte deinspección y las actas de entrega de los mismos; así como la estimación núm. 86 en los conceptos 2“Inspección, levantamiento a línea regular y monitoreo de su sistema de protección catódica” y 6“Mantenimiento a ductos marinos”, y de la 88 los conceptos 3.01 “Inspección a cruces submarinos contirante menor o igual a 50 m” y 4.01 “Inspección a interconexiones submarinas con tirante menor oigual a 50 m”, trabajos que contaron con la documentación soporte (reportes de inspección) y seaceptaron de conformidad con las actas de entrega de trabajos correspondientes, se constató que losdocumentos están de acuerdo con los anexos B “Especificaciones generales”, B-1 “Especificacionesparticulares” y C “Conceptos y cantidades de obra”, del contrato en comento.Resultado Núm. 9Sin ObservacionesMic Bac, S.A. de C.V.El contrato número 424018862 se celebró el 29 de septiembre de 2008 entre Pemex Exploración yProducción (PEP) y la empresa Mic Bac, S.A. de C.V., para la prestación de “Servicios integrales parala aplicación de microorganismos (bacterias) en pozos de la región norte”, consistentes en:1. Servicio Integral de prueba de inyectabilidad en pozos petroleros para la aplicación demicroorganismos en los campos de la Región Norte”.2. Suministro de microoganismos para la aplicación en los pozos petroleros de los campos de laregión.3. Servicio integral de estimulación de pozos petroleros por medio de la aplicación demicroorganismos para los pozos de la Región Norte (diagnóstico, diseño, toma de muestras,352

Sector Energíaanálisis de laboratorio, antes y después del tratamiento, aplicación en el pozo, seguimiento omonitoreo, reporte técnico por pozo).El contrato tiene vigencia del 29 de septiembre de 2008 al 28 de septiembre de 2010, con un montomínimo autorizado con cargo en el PIDIREGAS de 15,767.1 miles de dólares, que equivalen a169,737.6 miles de pesos y un máximo de 39,417.8 miles de dólares, equivalentes a 424,344.1 milesde pesos. Para el 2008, el monto a ejercer autorizado en el dictamen de adjudicación fue de 4,927.2miles de pesos, equivalentes a 53,043.0 miles de pesos.Este contrato se realizó mediante procedimiento de adjudicación directa, debido a que la empresaMicro-Bac International, Inc. es dueña de la patente de la tecnología de uso de bacterias para elcontrol de la acumulación de parafinas en pozos productores de aceite, lo que acreditó mediantepatente número 2198681, emitida por la oficina de patentes y marcas de Estados Unidos deNorteamérica.Asimismo, la empresa Micro-Bac International, Inc., emitió carta certificada por notario del Estado deTexas, en la que informa que la compañía Mic Bac, S.A. de C.V., cuenta con la autorización parautilizar sus marcas registradas, patentes y respaldo técnico para comercializar sus productos yservicios, lo anterior con fundamento en los artículos 26, fracción III, 40 y 41, fracción I, y 47, fracción I,de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público, así como el artículo 1016,capítulo X, numeral 2, inciso “b”, del Tratado de Libre Comercio con América del Norte.Los trabajos se realizarían en la Región Norte Activo Integral Aceite Terciario del Golfo.Durante 2008 se generaron 10 estimaciones por 8,227.0 miles de dólares, equivalentes a 112,165.4miles pesos, de las cuales sólo se pagaron 7 en el ejercicio 2008, por un monto total de 6,014.3 milesde dólares, que equivalen a 82,208.3 miles de pesos.De las 10 estimaciones se seleccionaron como muestra para revisión y visita en campo lasestimaciones 1, 3, 7 y 8 por 5,328.4 miles de dólares, equivalentes a 72,888.3 miles de pesos, el65.0% del total, como se muestra a continuación:353

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008INTEGRACIÓN DE LA MUESTRA SELECCIONADA(Miles de dólares)EstimaciónPeriodo de la estimaciónImporteDel Al Dólares Moneda nacional1 01-oct-08 31-oct-08 2,224.7 30,963.63 01-nov-08 23-nov-08 834.2 11,238.27 24-nov-08 30-nov-08 602.3 8,114.88 01-dic-08 20-dic-08 1,667.2 22,571.75,328.4 72,888.3FUENTE: Estimaciones generadas en 2008.Como resultado de la revisión de las estimaciones seleccionadas, se constató que contaron con elnúmero de contrato, estaban numeradas, incluyeron los nombres y las firmas del contratante y elcontratista, así como el periodo de los trabajos realizados, la relación de los conceptos ejecutados; lasunidades, conceptos y precios correspondieron a los pactados en el contrato, las cantidades en lasestimaciones coincidieron con los generadores y las estimaciones contienen generadores quedescribieron los trabajos y coinciden con las facturas que les corresponden, en cumplimiento delartículo 55-A, párrafos cuarto y quinto, del Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos yServicios del Sector Público.Se comprobó que las facturas fueron pagadas en 2008, que contaron con los certificados deaceptación de servicios del área usuaria, y cumplieron con los requisitos que establecen los artículos29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación.En septiembre de 2009 se realizó una visita para verificar que los pozos que recibieron el servicioincluido en las estimaciones estuvieran produciendo, también se revisó que éstos pozos contaran conlas pruebas de laboratorio y registros de producción de gas y aceite descritas en el punto 1.3 del anexoC “Cotización” del contrato.Cabe señalar que no fue posible presenciar la aplicación de los microorganismos debido a que serealizó en 2008, y con base en la revisión documental se comprobó que los pozos visitados, los cualesfueron tratados con microorganismos, se encuentran produciendo, y que con la estimulación recibidase obtuvo un incremento global de producción del 82.4% con respecto a la producción que teníanantes del tratamiento con microorganismos, como se muestra a continuación:354

Sector EnergíaConsecutivoANÁLISIS DE LOS RESULTADOS EN LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS ESTIMULADOSPozoAntes deestimulaciónProducción BD*Después deestimulaciónIncremento (+) odisminución (-)de la producción BDStatus del pozoa la fecha de lavisita1Agua fría 526 40 45 +5 Fluyente2Agua fría 544 35 45 +10 Fluyente3Agua fría 738 20 15 -5 Fluyente4Agua fría 776 35 35 0 Fluyente5Agua fría 792 25 20 -5 Fluyente6Coapechaca 7 20 40 +20 Fluyente7Coapechaca 108 5 25 +20 Fluyente8 Coapechaca 116 15 50 +35 Cerrado porreparación **9Coapechaca 138 15 40 +25 Fluyente10Coapechaca 185 10 20 +10 Fluyente11Coapechaca 409 5 30 +25 Fluyente12Coapechaca 410 5 25 +20 Fluyente13Coapechaca 417 5 15 +10 Fluyente14Coapechaca 425 0 20 +20 Fluyente15Coapechaca 508 0 21 +21 Fluyente16Coapechaca 811 5 10 +5 Fluyente17Coapechaca 814 12 25 +13 Fluyente18 Yate 120 15 -5 FluyenteTotal 272 496 224 (82.4%)FUENTE: Reportes de volúmenes de producción proporcionados por Pemex Exploración y Producción.* Barriles diarios.** El sistema de extracción artificial estaba en mantenimiento.De los 18 pozos revisados, 17 pozos que representan el 94.4%, se encuentran produciendo y 14pozos de 18, el 77.7% tuvo incremento en su producción, por lo que en la mayoría se cumplió elobjetivo de estimular la producción.Como resultado de la visita y en el análisis de la documentación proporcionada por la entidadfiscalizada se observó que los trabajos contratados se clasificaron en los programas tarea tipo BP7“Mantenimiento de Pozos, estimulaciones” y BP8 “Mantenimiento de Pozos, inducciones” que deacuerdo con la tabla “Zcricolaif”, se elaboran de conformidad con el “Procedimiento Administrativo paraactualizar y visualizar los criterios de liquidación y capitalización de obras” con clave núm. 200-74000-PA-183, autorizado por la Gerencia de Recursos Financieros, aprobado en junio de 2007 y vigente en355

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 20082008, estos programas tareas tipo no reúnen los criterios para ser capitalizados, por lo que seclasifican como servicios por mantenimiento.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 2 observación(es) que generó(aron) 2 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 2 a Recomendación(es).DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción (PEP), en relación con losCostos de Explotación y Gastos de Exploración de Yacimientos por Mantenimiento, cuyo objetivoconsistió en fiscalizar que las erogaciones registradas en Costos de Explotación y Gastos deExploración de Yacimientos por Mantenimiento para la determinación de Derecho Ordinario sobreHidrocarburos se ejercieron, recibieron, registraron y dedujeron de conformidad con las disposicioneslegales y normativas aplicables, se determinó fiscalizar un monto de 3,733,512.6 miles de pesos, querepresenta el 21.6% de los 17,321,636.5 miles de pesos, informados por PEP como deducibles para elcálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, que se reportaron en la Cuenta Pública 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental, losordenamientos legales, las disposiciones normativas aplicables a la naturaleza de las operacionesrevisadas y a la normativa institucional para la fiscalización superior de la gestión gubernamental lascuales requieren que la auditoría sea planeada y desarrollada de tal manera que permita obtener unaseguridad razonable de que lo revisado, de acuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, nopresenta errores importantes. Esta auditoría se ejecutó mediante pruebas selectivas que se estimaronnecesarias. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sólo ala muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesal ejercicio, registro y determinación de los costos y gastos deducibles por mantenimiento para elcálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, respecto de las operaciones examinadas.356

Sector EnergíaComentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.Resultado Núm. 1Con el oficio número PEP-SAF-GCG-15-2010 de fecha 6 de enero de 2010, la Gerencia de Control deGestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) proporcionó el oficio número PEP-SAF-GRF-CPF-SIF-002-2010 de fecha 4 de enero de 2010, mediante el cual la Subgerencia Fiscal informó losiguiente:“El hecho de no presentar en las declaraciones provisionales de noviembre y diciembre lasdeducciones de costos y gastos, obedeció a la imposibilidad jurídica de poder determinarlos, ya que esnecesario contar con sistemas que puntualmente establezcan la extracción de hidrocarburos en lostérminos de la Ley Federal de Derechos por campo, así como los correspondientes deducibles fiscalesigualmente por campo.Al respecto, se encuentran en proceso la construcción de dichos sistemas. Tan pronto se concluyan,se estará en posibilidad legal de determinar las deducciones respectivas de los derechosmencionados, incluyendo los correspondientes al DOSH y se procederá a la elaboración de lasdeclaraciones complementarias respectivas.”Resultado Núm. 2 Observación Núm. 1Con el oficio número PEP-SAF-GCG-15-2010 de fecha 6 de enero de 2010, la Gerencia de Control deGestión de PEP proporcionó el oficio número PEP-SAF-GRF-CPF-SIF-002-2010 de fecha 4 de enerode 2010, mediante el cual las subgerencias de Presupuestos, Costos, Fiscal, de Operación Financieray de Activo Fijo informaron lo siguiente:“En la base de costos y gastos proporcionada a la ASF se incluye entre otros datos el N° deldocumento contable mediante el cual se puede localizar el registro en el sistema SAP/R3.Los registros (documento contable) en el sistema SAP contiene los elementos necesarios para poderidentificar la naturaleza del registro, estos elementos son:357

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008• Sociedad• Cuenta de Mayor• Programa presupuestario ó Área funcional• Programa tarea tipo (derivado del programa presupuestario)• Posición financiera, también conocida como posición presupuestaria (pospre)• Centro GestorMediante estos datos es posible clasificar la información de PEP desde los puntos de vista contablespara la integración del Estado de Resultados y presupuestal para la integración de la Cuenta Públicasegún se requiera…Por otra parte, como se explicó en nota informativa de la auditoría 323, resultado 1 observación,mediante los procedimientos 200-74000-PA-220 y 200-74000-PA-233 se clasifica la informacióncontable para integrar la base de costos y gastos deducibles de acuerdo a lo dispuesto en el párrafo IVdel artículo 254 de la LFD.Con el fin de mejorar la calidad de la información de la base de costos, gastos e inversiones PEP, estádesarrollando un sistema que permitirá que la información fiscal de de (sic) 2009 se entreguereferenciada a cuentas de resultados y no a cuentas de balance.Por otra parte se está desarrollando un proyecto para establecer una vinculación Contable –Presupuestal basada en el catálogo de Tareas Objeto y Posiciones Financieras.Este proyecto permitirá reducir el riesgo de error en el registro financiero y en las deduccionesfiscales.”358

Sector EnergíaVII.1.7.4.6.Auditoría:Derecho Ordinario Sobre Hidrocarburos08-1-18T4L-02-0304Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar que el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos y los Derechos que intervienen para sudeterminación, se calcularon, enteraron y registraron y presentaron en la Cuenta Pública, de acuerdocon las disposiciones legales y normativas aplicables.AlcanceUniverso Seleccionado:900,826,227.9 miles de pesosMuestra Auditada:794,030,411.3 miles de pesosSe determinó revisar el importe de 794,030,411.3 miles de pesos correspondiente a los pagosrealizados por concepto del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, el 88.1% de los 900,826,227.9miles de pesos reportados como recaudación neta de los Derechos sobre los Hidrocarburos en elEstado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008.Áreas RevisadasLa Gerencia de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas; laSubdirección de la Coordinación Técnica de Exploración; las gerencias de Transporte y Distribución de359

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Hidrocarburos de las regiones Marina Noreste y Norte, pertenecientes a la Subdirección deDistribución y Comercialización de Pemex Exploración y Producción, y la Administración de CuentaTributaria y Contabilidad de Ingresos "5", adscrita a la Administración General de Servicios alContribuyente del Servicio de Administración Tributaria.Procedimientos de Auditoría1. Constatar que los volúmenes de extracción de petróleo crudo y de gas natural extraído seintegraron de conformidad con el artículo 258, párrafos primero, fracción I, penúltimo y último, dela Ley Federal de Derechos y del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental"Cumplimiento de Disposiciones Legales".2. Verificar que la deducción de los 0.50 dólares por el excedente de gas natural no asociadoextraído de 2008, adicional al volumen de extracción que se registró en 2006, se calculó deconformidad con los artículos 254, fracción VIII, de la Ley Federal de Derechos.3. Calcular el precio promedio ponderado de las mezclas de exportación de las corrientes noexportables de crudo y del gas natural y comprobar que la producción de petróleo crudo y gasnatural se valoró considerando el precio correspondiente, en cumplimiento del artículo 258 de laLey Federal de Derechos y de los oficios núms. 330-SAT-IV-2-HFC-4783/07 y 330-SAT-IV-2-HFC-4792/07 del 23 y 27 de marzo de 2007, respectivamente, ambos emitidos por laAdministración Central Jurídica de Grandes Contribuyentes del Servicio de AdministraciónTributaria (SAT).4. Verificar que las ventas de gas interorganismos se registraron en la contabilidad de conformidadcon el Catálogo de Cuentas, la Guía Contabilizadora y el Instructivo de Manejo de Cuentas; queel saldo registrado en la cuenta de mayor de este rubro coincidió con lo reportado en la base dedatos, de conformidad con los artículos 234, 242 y 250 del Reglamento de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como de los Postulados Básicos de Contabilidad"Base en Devengado" y "Cumplimiento de Disposiciones Legales".5. Comprobar que la entidad fiscalizada contó con procedimientos de control para integrar losexpedientes de las ventas interorganismos de gas, de acuerdo con los artículos 11, fracción VI,de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, y 31, fracción VII, de laLey de Petróleos Mexicanos publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de2008 y 11, fracción VI, de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, y360

Sector Energía31, fracción VII, de la Ley de Petróleos Mexicanos, publicada en el Diario Oficial de la Federaciónel 28 de noviembre de 2008, con vigencia a partir del 29 de noviembre del mismo año.6. Constatar que las facturas emitidas por la entidad fiscalizada cumplieron los requisitos fiscales yque los valores registrados en los comprobantes de entrega-recepción de gas natural sean lospropuestos por el Centro Nacional de Metrología (CENAM), para cumplir con el Capítulo V de laPublicación Técnica núm. CNM-MMM-PT-003 "El Sistema Internacional de Unidades (SI)" delCENAM, emitido en octubre de 1998 y vigente en el 2008, y con los artículos 29, párrafo noveno,y 29-A del Código Fiscal de la Federación.7. Verificar el cálculo del Derecho Extraordinario sobre la Exportación de Petróleo Crudo (DESEP),del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), del Derecho para laInvestigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía (DEIME), y del Derecho para laFiscalización Petrolera (DFP); además, que el importe acreditado contra el DOSH por estosconceptos corresponda con la cantidad efectivamente enterada en los pagos provisionalestrimestrales y anual, de conformidad con los artículos 254, 254 Bis, 254 Ter, 254 Quáter, 255, 256y 257 de la Ley Federal de Derechos, 91 de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria, 234 y 242 de su reglamento, así como de los Postulados Básicos de ContabilidadGubernamental "Base en Devengado" y "Cumplimiento de Disposiciones Legales".8. Verificar el cálculo de la deducción máxima autorizada (Cost Cap) y comprobar que la deducciónutilizada para calcular el DOSH fue la menor como resultado de comparar el Cost Cap con lasdeducciones autorizadas, de conformidad con los artículos 254, párrafos penúltimo y último, y255, fracción I, de la Ley Federal de Derechos y del Postulado Básico de ContabilidadGubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".9. Verificar que el cálculo del Derecho Único sobre Hidrocarburos (DUSH) se realizó encumplimiento del artículo séptimo transitorio del Decreto publicado en el Diario Oficial de laFederación el 1 de octubre de 2007, con vigencia a partir del 1 de enero de 2008, por el que sereforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia dehidrocarburos, y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversasdisposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos publicado el 21 dediciembre de 2005, así como del artículo segundo del Decreto por el que se reforman y adicionandiversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de PetróleosMexicanos, publicado por la SHCP en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de2008, con vigencia a partir del 14 de noviembre de ese mismo año.361

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 200810. Constatar que los instrumentos para medir el petróleo crudo y gas natural cumplieron con losprocedimientos técnicos específicos y normativos. Asimismo, comprobar que PEP cumplió con elprograma de mantenimiento a patines de medición, de conformidad con los artículos 53, párrafossegundo y tercero de la Ley sobre Metrología y Normalización.11. Verificar que los registros de producción de los pozos (muestra estadística) correspondieron conlos valores reportados en el Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP), los cualesfueron empleados para determinar los derechos previstos en la Ley Federal de Derechos.12. Verificar en la Administración General de Servicios al Contribuyente del SAT que el pago de losanticipos diarios y semanales a cuenta del DOSH se realizó en forma oportuna, en cumplimientodel artículo 7, fracción I, de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2008.13. Constatar que los importes registrados en los Resúmenes de Ingresos Ley por concepto delDOSH y de los Derechos a los Hidrocarburos que intervienen en su cálculo correspondieron a losreportados en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008, de acuerdo con losartículos 89 y 91 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria; 234 y 242 desu reglamento, así como de los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental "Base enDevengado" y "Cumplimiento de Disposiciones Legales".14. Comprobar que los pagos provisionales y anuales del DOSH y de los Derechos a losHidrocarburos que intervienen en su cálculo, se realizaron en los plazos previstos en los artículos254, 254 Bis, 254 Ter, 254 Quáter, 255, 256 y 257 de la Ley Federal de Derechos.15. Conciliar el importe reportado en la Cuenta Pública con el de los estados financierosdictaminados, de conformidad con los artículos 91 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, 234 y 242 de su reglamento, así como de los Postulados Básicosde Contabilidad Gubernamental "Base en Devengado", "Periodo Contable" y "Cumplimiento deDisposiciones Legales".16. Verificar que en las declaraciones normales y complementarias del ejercicio fiscal de 2008 de losDerechos a los Hidrocarburos que intervinieron en el cálculo del DOSH se determinaron losaccesorios de conformidad con los artículos 17-A y 21 del Código Fiscal de la Federación.17. Verificar que el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos se determinó de conformidad con el"Procedimiento Administrativo para el Cálculo y Entero del Derecho Ordinario sobreHidrocarburos (DOSH)", con la clave núm. 200-74000-PA-202.362

Sector EnergíaResultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1 Observación Núm. 1A fin de verificar que la integración de los volúmenes de extracción de petróleo crudo y gas natural(asociado y no asociado), que sirvieron para calcular la base fiscal para determinar el DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos (DOSH), se realizó de conformidad con la Ley Federal de Derechos, seanalizaron las bases de datos de la extracción anual de petróleo crudo (ZRPD1), gas asociado6(ZRPD2) y gas no asociado (ZRPD3), proporcionadas por la Gerencia de Control de Gestión de PemexExploración y Producción (PEP), como sigue:A) Extracción de Petróleo CrudoSe determinó la extracción mensual por Región Administrativa de PEP, como se muestra acontinuación:PRODUCCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDO POR REGIÓN, 2008(Miles de barriles)Mes Regiones SumaMarina Noreste Marina Suroeste Sur NorteEnero 59,633.5 15,384.0 13,972.0 2,684.5 91,674.0Febrero 55,066.1 14,296.4 13,050.3 2,540.5 84,953.3Marzo 56,438.1 15,343.1 13,829.4 2,659.8 88,270.4Abril 53,904.4 13,286.1 13,239.8 2,570.1 83,000.4Mayo 55,162.7 14,896.7 13,871.6 2,802.6 86,733.6Junio 52,689.1 16,078.1 13,806.3 2,603.2 85,176.7Julio 53,043.1 16,098.8 14,490.2 2,625.3 86,257.4Agosto 52,856.5 15,636.2 14,366.7 2,666.7 85,526.1Septiembre 50,178.8 14,901.4 13,977.5 2,617.2 81,674.9Octubre 52,414.2 15,763.2 14,612.8 2,687.4 85,477.6Noviembre 49,375.8 15,380.1 13,922.4 2,648.8 81,327.1Diciembre 50,702.3 16,027.8 14,729.2 2,769.0 84,228.3Total 641,464.6 183,091.9 167,868.2 31,875.1 1,024,299.8FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de petróleo crudo 2008 (ZRPD1)proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.La extracción de petróleo crudo mensual reportada de enero a octubre de 2008 se utilizó únicamentepara el cálculo del DOSH; sin embargo, como resultado del Decreto publicado en el Diario Oficial de la6El gas asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo crudo del yacimiento,mientras que el gas no asociado es aquel que se encuentra en yacimientos que no contienen petróleo crudo alas condiciones de presión y temperatura originales.363

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Federación el 13 de noviembre de 2008, por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones dela Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos, por el que se reformó elartículo 261, párrafos primero y segundo, y se adicionaron los artículos 257 Bis, 257 Ter, 257 Quáter,257 Quintus; 257 Sextus, 258 Bis, 259 Bis y 259 Ter, a partir del 14 de noviembre de 2008 laextracción se debía separar para calcular el DOSH y el nuevo Derecho Especial sobre Hidrocarburospara Campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC).Al respecto, la entidad fiscalizada informó que desde el 30 de septiembre de 2008 formó una mesa deproducción integrada de manera multidisciplinaria por las gerencias de Operaciones, de RecursosFinancieros, de Planeación Operativa, de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Región Norte, asícomo de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Región Sur ("mesa de producciónmultidisciplinaria"), con el propósito de establecer la producción fiscal por campo de los diferentesregímenes tributarios a que está sometido PEP.Para determinar la producción correspondiente a las declaraciones de noviembre y diciembre de 2008,presentadas en diciembre de 2008 y enero de 2009, respectivamente, la producción nacional sedistribuyó en dos partes mediante la aplicación de factores, una para el DOSH y la otra para elDESHPC, como se muestra a continuación:FACTORES DE DISTRIBUCIÓN DE LOS VOLÚMENES DE PRODUCCIÓNPARA LA DETERMINACIÓN DEL DOSH Y EL DESHPC,NOVIEMBRE Y DICIEMBRE DE 2008Tipo de petróleo crudo DOSH DESHPCSuperligero 100.00 0.00Ligero 98.27 1.73Pesado 98.28 1.72Corrientes Ligero 100.00 0.00Corrientes Pesado 100.00 0.00FUENTE: Oficio núm. PEP-SAF-GCG-899/2009 del 9 de septiembre de 2009 de laGerencia de Control de Gestión de PEP.La entidad fiscalizada informó que estos factores se determinaron tomando como base la informaciónproporcionada por la "mesa de producción multidisciplinaria" (información estimada de volúmenes depetróleo crudo y gas natural asociado), la cual dividió la producción en dos periodos, uno del 1 al 13 denoviembre (DOSH) y del 14 al 30 del mismo mes (DOSH y DESHPC).PEP señaló que los trabajos de la mesa de producción deberán concluir con la entrega de un sistemaque determine la producción fiscal por campo, régimen fiscal y nacional. La determinación abarcará un364

Sector Energíahistórico a partir del ejercicio del 2008, lo que podrá implicar ajustes en la distribución de losvolúmenes de extracción con el impacto fiscal correspondiente.Además, PEP informó que el sistema en el que está trabajando, también proporcionará lasdeducciones fiscales conforme a la Ley Federal de Derechos; además, se efectuarán los ajustesfiscales y se presentarán las declaraciones complementarias que correspondan, de conformidad con lanormativa.Con estos factores se determinó la producción correspondiente a cada derecho, como se muestra acontinuación:DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEOCRUDO PARA DETERMINAR EL DOSH Y EL DESHPC, 2008(Miles de barriles)Mes DOSH DESHPC SumaEnero 91,674.0 91,674.0Febrero 84,953.3 84,953.3Marzo 88,270.4 88,270.4Abril 83,000.4 83,000.4Mayo 86,733.6 86,733.6Junio 85,176.7 85,176.7Julio 86,257.4 86,257.4Agosto 85,526.1 85,526.1Septiembre 81,674.9 81,674.9Octubre 85,477.6 85,477.6Noviembre 80,605.0 722.1 81,327.1Diciembre 82,896.1 1,332.2 84,228.3Total 1,022,245.5 2,054.3 1,024,299.8FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de petróleo crudoy declaraciones de noviembre y diciembre del DESHPC de 2008.Cabe señalar que con el oficio núm. GEFIS-05-1434/2008 del 18 de diciembre de 2008, PetróleosMexicanos (PEMEX) solicitó autorización ante la Administración Central de Normatividad de GrandesContribuyentes del Servicio de Administración Tributaria (SAT) para que "Se autorice a PetróleosMexicanos para que por conducto de Pemex Exploración y Producción, determine el entero delDerecho sobre Extracción de Hidrocarburos, Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos enel Paleocanal de Chicontepec y Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en AguasProfundas, durante los ejercicios fiscales de 2008 y 2009, conforme a los volúmenes de extraccióndisponibles que registran sus sistemas operativos, en la inteligencia de que una vez que PEP hayarealizado las adecuaciones a sus sistemas conforme al requerimiento de la Ley Federal de Derechos,365

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008es decir, contemplando los costos, gastos e inversiones por cada campo, presentará las declaracionescomplementarias con los ajustes correspondientes".En respuesta, con el oficio núm. 900 02 04 02-2009-124 del 20 de febrero de 2009, la Administraciónde Normatividad de Grandes Contribuyentes "4" del SAT, autorizó a PEMEX, para que, por conductode PEP, determinara el entero del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH), DESHPC yDerecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en Aguas Profundas (DESHAP), conforme a losvolúmenes que registraran sus sistemas operativos, en el entendido de que una vez realizadas lasadecuaciones necesarias a dichos sistemas, se ajustaran las cifras y se presentaran las declaracionescomplementarias que correspondieran; dicha autorización comprendió el periodo de noviembre de2008 a junio de 2009.Conviene mencionar que esta autorización es únicamente para el cálculo del DSEH, DESHPC yDESHAP; sin embargo, tiene incidencia en el cálculo del DOSH, ya que la producción total de petróleocrudo se divide para aplicar los diferentes regímenes tributarios a que está sometido PEP.Además, con el oficio núm. GEFIS-05-0669/2009 del 12 de junio de 2009 PEMEX solicitó a laAdministración Central de Normatividad de Grandes Contribuyentes del SAT, autorización de prórrogaal 31 de diciembre de 2009, para determinar, por conducto de PEP, el entero del DSEH, DESHPC yDESHAP durante los ejercicios fiscales de 2008 y 2009, conforme a los volúmenes de extraccióndisponibles que registraban sus sistemas operativos, en la inteligencia de que una vez que PEPconcluyera las adecuaciones a sus sistemas en cumplimiento de la Ley Federal de Derechos, es decir,contemplando los costos, gastos e inversiones por cada campo, presente las declaracionescomplementarias correspondientes. Con el oficio número 900 03-01-2009-49986 del 27 de noviembrede 2009, la Administración Central de Normatividad Internacional, adscrita a la Administración Generalde Grandes Contribuyentes del SAT, resolvió no autorizar la prórroga solicitada hasta el 31 dediciembre de 2009, en virtud de que dicha unidad administrativa considera que la demora en laadecuación de los sistemas de referencia es imputable a PEP.Cabe señalar que el Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP) reportó en el 2008originalmente una producción de 1,024,299.8 miles de barriles; sin embargo, de enero a julio delmismo año, se cuantificó agua en el campo Akal del Activo Integral Cantarell de la Región MarinaNoreste, por 2,583.0 miles de barriles, por lo que la entidad fiscalizada realizó el ajuste mensualcorrespondiente, como se muestra a continuación:366

Sector EnergíaAJUSTE MENSUAL POR AGUA EN CANTARELL(CAMPO AKAL), 2008(Miles de barriles)Mes ZRPD1 (1) ZRPD1 (2) DiferenciaEnero 39,403.9 38,484.5 919.4Febrero 35,445.9 34,856.0 589.9Marzo 35,707.5 35,439.8 267.7Abril 33,385.2 33,103.8 281.4Mayo 33,374.8 33,163.8 211.0Junio 31,522.8 31,334.7 188.1Julio 31,238.2 31,112.7 125.5Total 240,078.3 237,495.3 2,583.0FUENTE: Bases de datos de extracción de aceite ZRPD1 y ZRPD1 conajustes correspondientes al 2008 proporcionadas por laGerencia de Control de Gestión por PEP.(1): Sin ajuste por agua.(2): Con ajuste por agua.Como resultado del ajuste por agua se modificó la base mensual de extracción de petróleo crudo, porlo que se determinó una extracción de petróleo crudo real de 1,021,716.8 miles de barriles para el2008, como se muestra a continuación:EXTRACCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDO CON AJUSTE POR AGUA, 2008(Miles de barriles)Mes Regiones SumaMarina Noreste Marina Suroeste Sur NorteEnero 58,714.2 15,384.0 13,972.0 2,684.5 90,754.7Febrero 54,476.3 14,296.4 13,050.2 2,540.5 84,363.4Marzo 56,170.3 15,343.1 13,829.4 2,659.8 88,002.6Abril 53,623.0 13,286.1 13,239.8 2,570.1 82,719.0Mayo 54,951.6 14,896.7 13,871.6 2,802.6 86,522.5Junio 52,501.0 16,078.1 13,806.3 2,603.2 84,988.6Julio 52,917.5 16,098.8 14,490.2 2,625.3 86,131.8Agosto 52,856.5 15,636.2 14,366.7 2,666.7 85,526.1Septiembre 50,178.8 14,901.4 13,977.5 2,617.1 81,674.8Octubre 52,414.2 15,763.2 14,612.9 2,687.4 85,477.7Noviembre 49,375.9 15,380.1 13,922.4 2,648.8 81,327.2Diciembre 50,702.4 16,027.8 14,729.2 2,769.0 84,228.4Total 638,881.7 183,091.9 167,868.2 31,875.0 1,021,716.8FUENTE: Base de datos de extracción de aceite (ZRPD1) con los ajustes por agua de 2008 proporcionadapor la Gerencia de Control de Gestión de PEP.367

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008La entidad fiscalizada presentó declaraciones complementarias el 21 de agosto de 2009 por losajustes realizados, para lo cual separó la extracción de petróleo crudo del DOSH de la correspondienteal DESHPC, como se detalla a continuación:DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDOPARA DETERMINAR EL DOSH Y EL DESHPC POR AJUSTE DE AGUA, 2008(Miles de barriles)Mes DOSH DESHPC SumaEnero 90,754.7 0.0 90,754.7Febrero 84,363.4 0.0 84,363.4Marzo 88,002.6 0.0 88,002.6Abril 82,719.0 0.0 82,719.0Mayo 86,522.5 0.0 86,522.5Junio 84,988.6 0.0 84,988.6Julio 86,131.8 0.0 86,131.8Agosto 85,526.1 0.0 85,526.1Septiembre 81,674.8 0.0 81,674.8Octubre 85,477.7 0.0 85,477.7Noviembre 80,600.5 726.7 81,327.2Diciembre 82,788.9 1,439.5 84,228.4Total 1,019,550.6 2,166.2 1,021,716.8FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de petróleo crudo(ZRPD1) con los ajustes por agua de 2008 proporcionada por laGerencia de Control de Gestión de PEP.B) Extracción de Gas Natural (Asociado y no Asociado)Se determinó la extracción mensual por Región Administrativa de PEP, como se muestra acontinuación:368

Sector EnergíaEXTRACCIÓN MENSUAL DE GAS NATURAL ASOCIADO Y NO ASOCIADO, 2008(Miles de pies cúbicos)Mes Gas Natural SumaAsociadoNo AsociadoEnero 120,718,710.3 81,831,454.1 202,550,164.4Febrero 113,381,694.3 76,291,133.7 189,672,828.0Marzo 125,178,259.3 81,894,683.2 207,072,942.5Abril 121,646,636.1 79,760,737.6 201,407,373.7Mayo 131,138,953.2 81,231,319.1 212,370,272.3Junio 132,303,218.3 78,294,922.4 210,598,140.7Julio 133,812,031.0 80,145,467.9 213,957,498.9Agosto 135,728,079.6 80,291,665.8 216,019,745.4Septiembre 133,754,354.9 76,860,237.9 210,614,592.8Octubre 144,054,934.9 78,622,517.9 222,677,452.8Noviembre 140,222,977.5 76,937,463.6 217,160,441.1Diciembre 149,122,676.6 78,998,603.1 228,121,279.7Total 1,581,062,526.0 951,160,206.3 2,532,222,732.3FUENTE: Bases de datos de extracción de gas natural asociado y no asociado (ZRPD2 yZRPD3) de 2008, proporcionadas por la Gerencia de Control de Gestión dePEP.De enero a octubre de 2008 al gas natural asociado extraído se le disminuyó el volumen de gas CO2(Dióxido de carbono), de lo que se obtuvo la extracción neta mensual, a ésta se le disminuyó el gasusado en operación y el empaque, para determinar la base fiscal mensual, como se muestra acontinuación:369

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008MesDETERMINACIÓN DE LA BASE FISCAL PARA EL DERECHO ORDINARIOSOBRE HIDROCARBUROS DE ENERO A OCTUBRE DE 2008GAS NATURAL ASOCIADO Y NO ASOCIADO(Miles de pies cúbicos)Extracción Total(asociado y noasociado)1CO2 (1)2Extracción Neta3(1-2)Usado enOperación4Empaque5Base Fiscal(3-4-5)Ene 202,550,164.4 473,061.0 202,077,103.4 22,799,627.0 594,655.4 178,682,821.0Feb 189,672,828.0 551,492.1 189,121,335.9 25,406,121.4 (1,732,551.9) 165,447,766.4Mar 207,072,942.5 630,157.7 206,442,784.8 26,121,642.6 (2,084,938.3) 182,406,080.5Abr 201,407,373.7 620,819.8 200,786,553.9 24,851,957.4 (1,207,976.8) 177,142,573.3May 212,370,272.3 620,152.8 211,750,119.5 25,076,334.7 (376,962.9) 187,050,747.7Jun 210,598,140.7 559,276.5 210,038,864.2 26,008,825.7 2,604.4 184,027,434.1Jul 213,957,498.9 568,845.9 213,388,653.0 28,113,680.5 (315,450.9) 185,590,423.4Ago 216,019,745.4 650,890.4 215,368,855.0 29,034,735.1 (667,642.2) 187,001,762.1Sep 210,614,592.8 460,340.3 210,154,252.5 23,005,320.0 (104,034.2) 187,252,966.7Oct 222,677,452.8 500,486.3 222,176,966.5 26,664,162.5 51,633.6 195,461,170.4Total 2,086,941,011.5 5,635,522.8 2,081,305,488.7 257,082,406.9 (5,840,663.8) 1,830,063,745.60FUENTE: Balance por tipo de gas (asociado y no asociado) de 2008 proporcionado por la Gerencia deRecursos Financieros de PEP.(1): El CO2 se resta de la base de extracción de gas asociado.La extracción de gas natural asociado y no asociado, reportada de enero a octubre de 2008, se utilizópara determinar la base fiscal del DOSH; sin embargo, como resultado del Decreto publicado en elDiario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008, por el que se reforman y adicionandiversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de PetróleosMexicanos, por el que se reformó el artículo 261, párrafos primero y segundo, y se adicionaron losartículos 257 Bis, 257 Ter, 257 Quáter, 257 Quintus; 257 Sextus, 258 Bis, 259 Bis y 259 Ter, a partirdel 14 de noviembre de 2008, la extracción de gas natural asociado se separó para calcular el DOSH yDESHPC.Conviene mencionar que la base de extracción de gas natural no asociado no se separó, ya que no setienen reportados campos productores de gas natural no asociado en el Paleocanal de Chicontepec.Para determinar la producción que PEP consideró para presentar las declaraciones de noviembre ydiciembre de 2008, distribuyó la producción nacional de gas natural asociado, en dos partes, una parael DOSH y otra para el DESHPC utilizando factores, como se muestra a continuación:370

Sector EnergíaFACTORES PARA LA DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓNPARA LA DETERMINACIÓN DEL DOSH Y EL DESHPCDE NOVIEMBRE Y DICIEMBRE, 2008Tipo de gas DOSH DESHPCAsociado 98.21 1.79FUENTE: Oficio núm. PEP-SAF-GCG-899/2009 del 9 de septiembre de 2009de la Gerencia de Control de Gestión de PEP.Con estos factores se determinó la producción correspondiente a cada derecho, al aplicarlos a la basede producción acumulada sin CO2, como se muestra a continuación:DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL (SIN CO2) DE GASNATURAL ASOCIADO PARA DETERMINAR EL DOSH Y EL DESHPC, 2008(Miles de pies cúbicos)Mes DOSH DESHPC SumaEnero 120,245,648.9 120,245,648.9Febrero 112,830,202.4 112,830,202.4Marzo 124,548,101.6 124,548,101.6Abril 121,025,816.2 121,025,816.2Mayo 130,518,800.3 130,518,800.3Junio 131,743,941.5 131,743,941.5Julio 133,243,184.8 133,243,184.8Agosto 135,077,189.5 135,077,189.5Septiembre 133,294,015.0 133,294,015.0Octubre 143,554,448.2 143,554,448.2Noviembre 138,355,937.3 1,417,771.0 139,773,708.3Diciembre 145,930,721.5 2,659,769.0 148,590,490.5Total1,570,368,007.2 4,077,540.0 1,574,445,547.2FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de gas natural asociado,Balance por Tipo de Gas (Asociado y No Asociado) y declaraciones denoviembre y diciembre de 2008.Conviene mencionar que la diferencia por 6,616,978.8 miles de pies cúbicos entre la base mensual degas natural por región de 1,581,062,526.0 miles de pies cúbicos y la base de la distribución mensualpara el cálculo del DOSH y del DESHPC por 1,574,445,547.2 miles de pies cúbicos, se debió alvolumen de CO2 que es retirado en el procesamiento del gas natural asociado.Por otra parte, la entidad fiscalizada presentó declaraciones complementarias el 21 de agosto de 2009por los ajustes realizados en el petróleo crudo, fecha en que se contaba con el censo de pozos del371

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Paleocanal de Chicontepec (información de producción que aún no es definitiva), por lo que se utilizóla producción de gas asociado del censo citado, como se detalla a continuación:DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL DE GAS NATURAL ASOCIADOY NO ASOCIADO PARA DETERMINAR EL DOSH Y EL DESHPC, 2008(Miles de pies cúbicos)MesNovConceptoDOSH DESHPC SumaGas Asociado Gas no Asociado Gas AsociadoExtracción Total 138,357,824.0 76,937,464.0 1,415,884.0 216,711,172.0Menos:Usado en operación 24,275,173.0 1,704,907.0 248,420.0 26,228,500.0Extracción neta 114,082,651.0 75,232,557.0 1,167,464.0 190,482,672.0DicExtracción Total 145,644,653.0 78,998,603.0 2,945,837.0 227,589,093.0Menos:Usado en operación 27,041,656.0 1,711,761.0 546,950.0 29,300,367.0Extracción neta 118,602,997.0 77,286,842.0 2,398,887.0 198,288,726.0FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción diaria de gas natural asociado y no asociado(ZRPD2 y ZRPD3) y declaraciones complementarias de 2008.Conforme a lo expuesto, PEP separó la producción de petróleo crudo y gas natural del DOSH, quesirvió como base para calcular las declaraciones de noviembre, diciembre y anual de 2008 por eseconcepto, de la de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, utilizando factores estimados, enincumplimiento del artículo 258, párrafos primero, fracción I, penúltimo y último, de la Ley Federal deDerechos y del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de DisposicionesLegales".Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares la SubgerenciaFiscal informó que "A fin de estar en posibilidades de determinar la extracción fiscal de Chicontepec yen consecuencia el resto de los derechos que tributa PEP, entre los cuales se encuentra el DOSH, seestá construyendo un sistema de producción fiscal que a la fecha no ha concluido"."Tan pronto se tenga el sistema a que nos referimos, se procederá a la elaboración de la declaracióncomplementaria respectiva".372

Sector EnergíaAcción Promovida08-1-18T4L-02-0304-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13 fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca los sistemas de información que lepermitan identificar con precisión la producción de petróleo crudo correspondiente al DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos, en cumplimiento del artículo 258, párrafos primero, fracción I, penúltimoy último, de la Ley Federal de Derechos y del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental"Cumplimiento de Disposiciones Legales".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 2Sin ObservacionesA fin de verificar que el precio promedio de exportación que se utilizó para valorar la producción depetróleo crudo, se determinó de conformidad con el artículo 258 de la Ley Federal de Derechos y delos oficios núms. 330-SAT-IV-2-HFC-4783/07 y 330-SAT-IV-2-HFC-4792/07 del 23 y 27 de marzo de2007, ambos emitidos por la Administración Central Jurídica de Grandes Contribuyentes del Serviciode Administración Tributaria (SAT) mediante los cuales se aprobó el procedimiento para valorar lostipos de petróleo crudo, se analizó la base de datos que opera Pemex Exploración y Producción (PEP),de los volúmenes y las ventas de exportación de las mezclas Maya, Istmo y Olmeca, y sedeterminaron los volúmenes y las ventas acumulados, como se muestra a continuación:373

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008VOLÚMENES Y VENTAS DE EXPORTACIÓN ACUMULADAS, 2008Mes Exportación Acumulada (barriles) Ventas Acumuladas (dólares)Maya yAltamira Istmo Olmeca Maya y Altamira Istmo OlmecaEne 40,205,659.0 584,111.0 3,673,192.0 3,155,554,737.1 52,177,842.7 342,564,961.3Feb 76,801,466.0 1,084,516.0 8,010,751.0 6,010,102,119.7 97,454,487.1 752,949,180.3Mar 120,169,916.0 3,345,904.0 12,846,740.0 9,729,092,703.4 322,536,237.7 1,259,909,504.5Abr 158,641,107.0 3,670,682.0 17,215,331.0 13,240,508,790.0 356,540,192.8 1,745,232,096.7May 198,320,610.0 3,875,223.0 19,986,798.0 17,311,910,885.4 381,580,137.6 2,084,084,943.4Jun 237,281,270.0 4,079,301.0 23,279,555.0 21,770,177,614.8 408,420,476.2 2,529,503,347.1Jul 274,965,727.0 4,486,657.0 27,859,146.0 26,408,344,932.0 462,007,463.2 3,159,569,420.3Ago 313,606,757.0 4,684,110.0 32,923,156.0 30,605,633,158.7 484,116,275.6 3,758,278,312.6Sep 342,887,525.0 4,907,219.0 35,218,391.0 33,280,763,725.6 506,839,877.7 3,999,840,272.8Oct 382,169,184.0 6,133,623.0 39,160,792.0 35,713,380,265.7 602,614,236.7 4,309,125,440.8Nov 420,627,405.0 8,219,248.0 43,633,305.0 37,041,515,783.2 713,966,477.1 4,552,111,673.8Dic 457,783,831.0 8,423,860.0 47,418,313.0 37,895,170,417.9 682,318,334.8 4,703,811,151.2FUENTE: Base mensual de volúmenes y ventas de exportación por tipo de mezcla proporcionada por la Gerenciade Control de Gestión de PEP.Se determinó el precio promedio de exportación para cada una de las mezclas y el precio promedioponderado de exportación de petróleo crudo con los volúmenes y ventas acumulados, como semuestra a continuación:PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE EXPORTACIÓN, 2008(Dólares por barril)Mes Precios promedios de exportación Precio promedioMaya y Altamira Istmo Olmecaponderado de exportaciónde crudoEnero 78.48 89.32 93.26 79.84Febrero 78.25 89.85 93.99 79.86Marzo 80.96 96.39 98.07 82.95Abril 83.46 97.13 101.37 85.45Mayo 87.29 98.46 104.27 89.01Junio 91.74 100.12 108.65 93.36Julio 96.04 102.97 113.41 97.71Agosto 97.59 103.35 114.15 99.22Septiembre 97.06 103.28 113.57 98.65Octubre 93.44 98.24 110.03 95.03Noviembre 88.06 86.86 104.32 89.54Diciembre 82.77 80.99 99.19 84.26FUENTE: Base mensual de volúmenes y ventas de exportación por tipo de mezcla proporcionadapor la Gerencia de Control de Gestión de PEP y memoria de cálculo del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos proporcionada por la Gerencia de Recursos Financierosde PEP.374

Sector EnergíaEl precio promedio ponderado determinado se comparó con el utilizado por PEP para valorar laextracción de petróleo crudo en la memoria de cálculo del DOSH y se determinó que son iguales, encumplimiento del artículo 258 de la Ley Federal de Derechos.Por otra parte, se revisó la base de datos de extracción y los papeles de trabajo del cálculo del ajustepor rendimiento y azufre de los precios de las corrientes no exportables, emitidos por la Gerencia deEstrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP, como sigue:MesDETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS PROMEDIO PONDERADOS DE LAS CORRIENTES NOEXPORTABLESPrecio promedioponderado deexportaciónAjuste por azufre yrendimientoPrecio ajustado Tipo de cambio Precio ajustadod/b d/b d/b $/d $/bPesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado Ligero Pesado LigeroEnero 78.48 89.32 5.71 (7.22) 84.19 82.10 10.9142 10.9115 918.9 895.8Febrero 78.25 89.85 5.93 (7.59) 84.18 82.26 10.8504 10.8435 913.4 892.0Marzo 80.96 96.39 6.49 (8.34) 87.45 88.05 10.8048 10.7624 944.9 947.6Abril 83.46 97.13 7.04 (9.13) 90.50 88.00 10.7291 10.7414 971.0 945.2Mayo 87.29 98.46 7.73 (10.05) 95.02 88.41 10.6644 10.7296 1,013.3 948.6Junio 91.74 100.12 8.08 (10.71) 99.82 89.41 10.5959 10.7024 1,057.7 956.9Julio 96.04 102.97 7.83 (10.65) 103.87 92.32 10.5324 10.6561 1,094.0 983.8Agosto 97.59 103.35 7.38 (10.27) 104.97 93.08 10.4716 10.6255 1,099.2 989.0Septiembre 97.06 103.28 7.31 (10.24) 104.37 93.04 10.4829 10.6228 1,094.1 988.3Octubre 93.44 98.24 6.51 (10.10) 99.95 88.14 10.6144 10.8480 1,060.9 956.1Noviembre 88.06 86.86 5.77 (9.95) 93.83 76.91 10.7030 11.2084 1,004.3 862.0Diciembre 82.77 80.99 5.18 (9.52) 87.95 71.47 10.7624 11.0976 946.6 793.1FUENTE: Papeles de trabajo del cálculo del ajuste por rendimiento y azufre de los precios de las corrientes noexportables de la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos de PEP.Finalmente, se compararon con los precios utilizados en las declaraciones complementarias paravalorar los volúmenes de las corrientes no exportables y se determinó que son iguales, encumplimiento del artículo 258 de la Ley Federal de Derechos y de los oficios núms. 330-SAT-IV-2-HFC-4783/07 y 330-SAT-IV-2-HFC-4792/07 del 23 y 27 de marzo de 2007, respectivamente, ambosemitidos por la Administración Central Jurídica de Grandes Contribuyentes del SAT.375

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 3Sin ObservacionesDe acuerdo con la base de datos que opera Pemex Exploración y Producción (PEP), de las ventas degas interorganismos, se verificó que éstas totalizaron 177,164,021.8 miles de pesos, monto integradocomo sigue:INTEGRACIÓN DE LAS VENTAS DE GAS INTERORGANISMOS, 2008(Miles de pesos)Concepto Importe %Húmedo amargo a Pemex Gas y Petroquímica Básica(PGPB) 98,965,068.1 55.9Húmedo amargo a Pemex Refinación 49,569.4 0.0Húmedo dulce a PGPB 31,834,282.0 18.0L.P. a PGPB 101,890.0 0.1Natural a PGPB 92,076.2 0.0Seco a PGPB 46,121,136.1 26.0Total 177,164,021.8 100.0FUENTE: Base de datos de las ventas interorganismos de gas del ejercicio fiscal de 2008, proporcionada por laSubdirección de Distribución y Comercialización de PEP.Las ventas de gas húmedo amargo a PGPB por 98,965,068.1 miles de pesos, representaron el 55.9%,del total de las ventas. En el sistema SAP (Systems, Applications and Products in Data Processing) severificó que dicho monto se registró en la cuenta núm. 51030420 y coincidió con el que se reportó en labase de datos de ventas interorganismos, en cumplimiento de los artículos 234 y 242 del Reglamentode la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como de los Postulados Básicosde Contabilidad "Base en Devengado" y "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Adicionalmente, a fin de verificar que las facturas se registraron contablemente de conformidad con elCatálogo de Cuentas, el Instructivo de Manejo de Cuentas y la Guía Contabilizadora, vigentes en2008, se analizaron 10 facturas por 9,520,075.4 miles de pesos, el 9.6% de las ventas por gas húmedoamargo, como se detalla a continuación:376

Sector EnergíaREGISTRO CONTABLE DE LAS FACTURAS DE GAS HÚMEDO AMARGO SELECCIONADAS, 2008Factura(Miles de pesos)Número de documento del registrocontable en SAPNúmero Fecha Importe IVA Total Venta Pago92125217 21.04.2008 852,130.5 127,819.6 979,950.1 128162912 142016039392125648 30.04.2008 854,246.7 128,137.0 982,383.7 128197216 142016121792126067 19.05.2008 961,307.2 144,196.1 1,105,503.3 128225371 142016303192126410 30.05.2008 959,374.4 143,906.2 1,103,280.6 128244736 142016375092126716 19.06.2008 1,029,739.6 154,460.9 1,184,200.5 128304754 142016591292127111 27.06.2008 912,762.5 136,914.4 1,049,676.9 128322860 142016624392127323 08.07.2008 864,346.1 129,651.9 993,998.0 128366368 142016713592127431 18.07.2008 1,116,249.3 167,437.4 1,283,686.7 128390418 142016802992127545 30.07.2008 1,118,648.6 167,797.3 1,286,445.9 128412104 142016874592128157 28.08.2008 851,270.5 127,690.6 978,961.1 128502863 1420170957Total 9,520,075.4 1,428,011.4 10,948,086.8FUENTE: Registros contables en el SAP de las facturas de gas del ejercicio fiscal de 2008, proporcionados por lasSubdirección de Distribución y Comercialización de PEP.En el sistema SAP se verificó que las 10 facturas por 9,520,075.4 miles de pesos se registraron en lacuenta de mayor núm. 12030400 "Clientes Interorganismos Gas" Deudor núm. 10001 "Pemex Gas yPetroquímica Básica" y el Impuesto al Valor Agregado por 1,428,011.4 miles de pesos se registró en lacuenta de mayor núm. 21171006 "I.V.A. Pendiente Ac a la Tasa 15% - Interorganismo"; el pago por10,948,086.8 miles de pesos se registró en la cuenta de mayor núm. 11060007 "Ing. y Eg. VirtualesCompensaciones", de conformidad con el Catálogo de Cuentas, el Instructivo de Manejo de Cuentas yla Guía Contabilizadora, vigentes en 2008 y autorizados por la Dirección de Normas de la Unidad deContabilidad Gubernamental e Informes sobre la Gestión Pública de la Secretaría de Hacienda yCrédito Público, mediante el oficio núm. 309-A-II-a-533/2008 del 16 de diciembre de 2008, y de losartículos 234, 242 y 250 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria, así como de los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental "Base enDevengado" y "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Resultado Núm. 4 Observación Núm. 1A fin de verificar que la entidad fiscalizada contó con procedimientos de control para integrar losexpedientes de las ventas interorganismos, se solicitó el procedimiento correspondiente y proporcionóel Manual de Procedimientos núm. 222-62000-PA-018 "Registro y Control de la DocumentaciónGenerada de la Venta de Hidrocarburos" de febrero de 2009, respecto a la autorización y vigenciaPemex Exploración y Producción (PEP) informó "que los procedimientos administrativos se actualizan377

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008en forma constante y especialmente cuando se presenta una actividad relevante (como fue el caso dela incorporación de la factura electrónica). Esta actualización está normada por los lineamientosemitidos por la Dirección General de PEP, en donde se establece la obligación de que el área derecursos humanos verifique la forma y estructura de los mismos. Por tanto, para que un procedimientosea registrado tiene que cubrir los requisitos de forma establecidos y posteriormente formalizar suregistro"…"Esta es la razón por la cual, varios procedimientos tienen fecha de 2009 a pesar de que seiniciaron en 2008". Conviene mencionar que la acción promovida relacionada con este procedimientose emitió en la auditoría núm. 311 "Ingresos por Ventas de Exportación de Petróleo Crudo", de laCuenta Pública 2008.Se observó que en el apartado "Introducción" del manual se menciona que "En este ProcedimientoAdministrativo se describen los documentos necesarios para llevar un adecuado control dedocumentación en cada una de las transacciones comerciales de PEP, estableciendo qué documentosdeben ser registrados en el Sistema de Documentación de Transacciones Comerciales de PEP enLivelink"."El sistema Livelink es una herramienta de documentación que actúa como repositorio de documentos,definido por una estructura que identifica las ventas y compras de hidrocarburos, y permite el fácilregistro de documentación. Dicho sistema ha sido muy útil en la obtención de información, atención desolicitudes de documentos de otros organismos, atención de auditorías, etc., por eso su importancia enel registro oportuno y suficiente de la información que justifica y soporta las transacciones comercialesde hidrocarburos"."Es importante mencionar que a partir del mes de abril de 2008 la facturación se inicióelectrónicamente, por lo que el registro de las facturas en el Sistema de Documentación deTransacciones Comerciales de PEP en Livelink se eliminó y para consultarlas se accesa a laaplicación de Bóveda Electrónica."Se constató que en el apartado "Objetivo" del manual se señala que su finalidad "Es estandarizar yestablecer los mecanismos y procesos de control que permitan la identificación y archivo de losdocumentos que forman parte de los expedientes comerciales por venta de petróleo crudo exportacióne Interorganismos". Asimismo, se analizó el manual citado y no se localizó un procedimientorelacionado con la documentación (distinta a facturas) que debe ser resguardada por concepto de lasventas de gas interorganismos en el sistema "Livelink".Conforme a lo expuesto, se verificó que la entidad fiscalizada carece de un procedimiento queestablezca los documentos que se deben resguardar relacionados con las ventas de gasinterorganismos en el "Livelink", en incumplimiento de los artículos 11, fracción VI, de la Ley Orgánica378

Sector Energíade Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, y 31, fracción VII, de la Ley de PetróleosMexicanos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2008, con vigencia apartir del 29 de noviembre del mismo año.PEP señaló que "la entidad cuenta con los procedimientos administrativos mediante los cuales seestablecen los documentos que deben ser resguardados en el Sistema de Documentación deTransacciones Comerciales."Por lo que proporcionó los procedimientos siguientes:1. 222-62000-PA-024 Procedimiento para el registro y autorización de entregas por ventas dehidrocarburos (actividades 14 y 15).2. 222-62000-PA-009 Procedimiento para la facturación de los hidrocarburos comercializados conlos interorganismos (actividad 29).Asimismo informó que "Si bien, en el procedimiento 222-62000-PA-018 Registro y Control de laDocumentación generada por la venta de hidrocarburos se encuentra la parte de interorganismos(actividades de maquila y cabotaje) se actualizará el mismo para explicitar y clarificar con mayordetalle".Se analizaron las actividades de los procedimientos proporcionados; sin embargo, en ninguna de ellasse establecen los documentos que se deben resguardar relacionados con las ventas de gasinterorganismos en el "Livelink".Por otra parte, en el sistema "Livelink" se revisó la documentación que se resguarda relacionada conlas ventas de gas interorganismos de 10 facturas por 9,520,075.4 miles de pesos, que representaron el9.6% de las ventas por gas húmedo amargo por 98,965,068.1 miles de pesos. Con la información seconstató que en el "Programa de Facturación Interorganismos. Crudo, Gas y Condensados Ejercicio2008" se desglosan los ciclos de facturación y que las facturas correspondieron a los ciclos 11/2008,12/2008, 14/2008, 15/2008, 17/2008, 18/2008, 19 Bis/2008, 20/2008, 21/2008 y 24/2008. En los 10expedientes electrónicos de las facturas se localizó como soporte documental los comprobantes deentrega-recepción y los oficios que envía al Departamento de Flujo de Caja y CompensaciónInterorganismos para su cobro.Respecto de la facturación electrónica, se constató su validez en la página de Internet www.sat.gob.mxdel Servicio de Administración Tributaria y se comprobó que cumple con los requisitos fiscalesprevistos en los artículos 29, párrafo noveno, y 29-A del Código Fiscal de la Federación.379

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Finalmente, se revisaron los comprobantes de entrega-recepción de gas natural (gas húmedo amargo)de las 10 facturas seleccionadas y se observó que en el apartado de características (calidad) el valordel poder calorífico en BTU/F3 (British Thermal Unit/Pies cúbicos), se establece como "PoderCalorífico@1Kg/cm2 y 20°C", aún cuando el valor impreso en el comprobante corresponde acondiciones estándar (1atm y 20°C). Conviene mencionar que no tiene incidencia en el cálculo de losvalores de los comprobantes de entrega-recepción.La Subdirección de Distribución y Comercialización emitió el oficio unido núm. PEP-SDC-1231-2009del 16 de diciembre de 2009, dirigido a las gerencias de Operaciones, de Estrategias deComercialización de Hidrocarburos, de Administración de Mantenimiento y de Transporte y Distribuciónde Hidrocarburos Norte, Sur, Marina Suroeste y Marina Noreste, para que de forma inmediata sehomologue al Sistema General de Unidades de Medida (SGUM), las unidades de campo, incluidas lasde caudal y calidad, aplicando los correspondientes factores de conversión y de esta manera seanigual a los propuestos por el Centro Nacional de Metrología (CENAM), en cumplimiento del Capítulo Vde la Publicación Técnica núm. CNM-MMM-PT-003 "El Sistema Internacional de Unidades (SI)" delCENAM, emitido en octubre de 1998 y vigente en 2008, que establece la correspondencia entreunidades de medición (factores de conversión).Acción Promovida08-1-18T4L-02-0304-01-002RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción elabore un procedimiento o modifique los existentes,a fin de definir qué documentación se debe integrar en el sistema de resguardo de documentaciónelectrónico "Livelink", relacionada con las ventas de gas interorganismos, en cumplimiento del artículo31, fracción VII, de la Ley de Petróleos Mexicanos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.380

Sector EnergíaResultado Núm. 5 Observación Núm. 1Se constató que el "Procedimiento Administrativo para el Cálculo y Entero del Derecho Ordinario sobreHidrocarburos (DOSH)", con la clave núm. 200–74000–PA-202, menciona las áreas que intervienenpara calcular y enterar el DOSH, así como la información que le deben proporcionar a la SubgerenciaFiscal, como se detalla a continuación:• La Gerencia de Operaciones (GO), mediante oficios mensuales, proporciona el volumen deproducción de crudo no exportable, el reporte de producción por volumen y tipo de crudo, asícomo el balance por tipo de gas asociado y no asociado.• La Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos (GECH), mediante oficiosmensuales, proporciona los precios promedios ponderados de los crudos no exportables y elreporte de volumen y precio de gas natural enajenado.• La Subgerencia de Costos (SC), mediante oficios mensuales y correos electrónicos, envía elreporte con base en el catálogo de tarea tipo de los costos o gastos.• La Subgerencia de Activo Fijo Proyecto Pidiregas (SAFPP), mediante oficios mensuales ycorreos electrónicos, envía la depreciación actualizada del activo fijo que entra en operaciónmensualmente.Además, con los insumos proporcionados por las áreas citadas, la Subgerencia Fiscal elabora lospapeles de trabajo del precio promedio ponderado por tipo de mezcla para valorar el crudo; del valorde la producción de crudo y gas natural; del total de deducciones de costos, gastos, inversiones yremanente de ejercicios anteriores, y del Cost Cap, los cuales se rubrican por el analista y se firmanpor el superintendente.381

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Al respecto, se solicitaron los oficios y correos electrónicos por área y se obtuvo lo siguiente:MesOficiosmensualesGOOFICIOS Y CORREOS ELECTRÓNICOS RELACIONADOSCON EL PROCEDIMIENTO DEL DOSH, 2008Oficios mensuales GECH Reporte SC Depreciaciónactualizada SAFPPPreciospromediosponderadosde los crudosnoexportablesReporte devolumen yprecio de gasnaturalenajenadoOficiosmensualesEnero OK CE OK OKFebrero OK CE OK OKMarzo OK CE OK OKAbril OK CE OKMayo OK CE OKJunio OK CE CEJulio OK CE OK OKAgosto OK CE CE OKSeptiembre OK CE CE OKOctubre OK CE CE OKNoviembre OK CE OK OKDiciembre OK CE OK OKCorreoelectrónicoOficiomensualCorreoelectrónicoFUENTE: Oficios mensuales y correos electrónicos proporcionados por la Gerencia de Operaciones, Gerencia deEstrategias de Comercialización, Subgerencia de Costos y Subgerencia de Activo Fijo y ProyectoPidiregas, adscritas a PEP.CE= Correo Electrónico.De los oficios relacionados con los precios promedios ponderados de los crudos no exportables, laGECH proporcionó 12 correos electrónicos y respecto del reporte de volumen y precio de gas naturalenajenado, 8 oficios y 4 correos electrónicos.En cuanto a los oficios mensuales y correos electrónicos mediante los cuales la SC envía el reportecon base en el catálogo de tarea tipo de los costos o gastos, proporcionó nueve correos electrónicos,faltaron los comunicados correspondientes a abril, mayo y junio.La Subgerencia de Costos aclaró que "Durante abril, mayo y junio de 2008 no se generó la base decostos y gastos, debido a que con fechas 13 de febrero de 2008 y 15 de abril de 2008 mediante losoficios SPE-87-2008 y SPE-266-2008 la Dirección General de PEP por medio de la Subdirección dePlaneación y Evaluación instruyó a la Subdirección de Administración y Finanzas para realizarmodificaciones al Sistema Integral de Costos con objeto de mejorar la calidad de la información de loscostos de los hidrocarburos".382

Sector Energía"En el mes de agosto de 2008 se entregó la base de costos y gastos con la información mensual, en lacual se incluyen los costos y gastos por mes a partir del mes de enero".En cuanto a la depreciación actualizada del activo fijo que entra en operación mensualmente, laSAFPP proporcionó un correo electrónico del 16 de julio de 2009, mediante el cual envió a laSubgerencia Fiscal la base de la deducción de inversiones mensual y anual del ejercicio de 2008, porlo que PEP contravino el "Procedimiento Administrativo para el Cálculo y Entero del Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos (DOSH)", con la clave núm. 200–74000–PA-202, ya que no proporcionó loscomunicados que acrediten el cumplimiento de su entrega a la Subgerencia Fiscal, ni cumplió con lasformas indicadas en el citado procedimiento.Cabe señalar que la mayoría de las comunicaciones se realizaron vía correo electrónico, no obstanteque el "Procedimiento Administrativo para el Cálculo y Entero del Derecho Ordinario sobreHidrocarburos (DOSH)", con la clave núm. 200–74000–PA-202, establece la entrega de oficios.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares laSubgerencia Fiscal informó que "Con motivo de los cambios que ha sufrido el Régimen Fiscal delOrganismo, se harán las gestiones conducentes para realizar los cambios a los procedimientos de losderechos en donde se contemple la utilización del correo electrónico como medio oficial decomunicación para la información de los diferentes insumos que intervienen en el cálculo de dichosderechos".Conviene señalar que el correo electrónico con la información relacionada con el reporte con base enel catálogo de tarea tipo de los costos o gastos de agosto de 2008, está fechado el 8 de octubre de2008, por lo que se envió ocho días después de la presentación de la declaración mensual de agosto;sin embargo, en el procedimiento no se establecen los plazos para entregar la información a laSubgerencia Fiscal, en contravención de los artículos 11, fracción VI, de la Ley Orgánica de PetróleosMexicanos y Organismos Subsidiarios, y 31, fracción VII, de la Ley de Petróleos Mexicanos, publicadaen el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2008, con vigencia a partir del 29 denoviembre del mismo año.Conviene mencionar que el incumplimiento del procedimiento no incidió en el cálculo del DOSH.Finalmente, la Subgerencia Fiscal proporcionó los papeles de trabajo del precio promedio ponderadopor tipo de mezcla para valorar el crudo; del valor de la producción de crudo y gas natural; del total dededucciones de los costos, gastos, inversiones y remanente de ejercicios anteriores, y del Cost Cap,los cuales estaban rubricados y firmados, en cumplimiento del procedimiento antes citado.383

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Acción Promovida08-1-18T4L-02-0304-01-003RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción incluya en el "Procedimiento Administrativo para elCálculo y Entero del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH)", con clave núm. 200-74000-PA-202, los plazos en los que las áreas deben proporcionar a la Subgerencia Fiscal la informaciónutilizada para calcular el DOSH, ya que en la auditoría se observó que el envío del reporte de loscostos o gastos de agosto de 2008 con base en el catálogo de tarea tipo, se presentó ocho díasdespués de la presentación de la declaración mensual, en cumplimiento del artículo 31, fracción VII, dela Ley de Petróleos Mexicanos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0304-01-004RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción instruya que se cumpla con el procedimientomediante el cual las áreas involucradas deben proporcionar información a la Subgerencia Fiscal paracalcular el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, ya que en la auditoría se observó que lascomunicaciones se realizaron vía correo electrónico, no obstante que el procedimiento establece laentrega de oficios, en cumplimiento del "Procedimiento Administrativo para el Cálculo y Entero delDerecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH)", con la clave núm. 200-74000-PA-202.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.384

Sector EnergíaResultado Núm. 6 Observación Núm. 1A fin de verificar que el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), el Derecho sobre Extracciónde Petróleo Crudo (DESEP), el Derecho para Investigación Científica y Tecnológica en Materia deEnergía (DEIME), el Derecho para la Fiscalización Petrolera (DFP) y el Derecho sobre Hidrocarburospara el Fondo de Estabilización (DSHFE) se calcularon de conformidad con los artículos 254, 254 Bis,254 Ter, 255, 256 y 257 de la Ley Federal de Derechos, 91 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, 234 y 242 de su reglamento, así como de los Postulados Básicos deContabilidad Gubernamental "Base en Devengado" y "Cumplimiento de Disposiciones Legales", seanalizaron 44 declaraciones, 37 normales y 7 complementarias, presentadas por Pemex Exploración yProducción (PEP) y se constató que se pagaron por todos los derechos 759,565,087.6 miles de pesos,como sigue:DERECHOS A LOS HIDROCARBUROS PAGADOSHASTA EL 31 DE MARZO DE 2009(Miles de pesos)DerechoImporteDOSH 665,366,264.2DESEP 25,560,272.8DEIME 1,675,433.2DFP 33,508.7DSHFE 66,929,608.7Total 759,565,087.6FUENTE: Declaraciones normales y complementarias mensuales,trimestrales y anuales, presentadas del 29 de febrero de 2008 al31 de marzo de 2009, proporcionadas por la Subgerencia Fiscalde PEP.Además, como resultado de ajustes por agua realizados en el volumen de petróleo crudo, la entidadfiscalizada proporcionó 28 declaraciones complementarias mensuales y anuales, 13 del DOSH, 5 delDEIME, 5 del DFP y 5 del DSHFE que presentó el 21 de agosto de 2009 y se constató que en lasdeclaraciones anuales acumuladas se pagaron los importes siguientes:385

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008DERECHOS A LOS HIDROCARBUROS, 2008(Miles de pesos)DerechoImporteDOSH 663,850,895.1DEIME 1,671,983.8DFP 33,439.7DSHFE 66,689,650.0FUENTE: Declaraciones complementarias mensuales, trimestrales yanuales de 2008, presentadas el 21 de agosto de 2009,proporcionadas por la Subgerencia Fiscal de PEP.Se revisó el cálculo de los derechos pagados en las declaraciones normales, complementarias yanuales y no se determinaron diferencias, en cumplimiento de los artículos 91 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, 234 y 242 de su reglamento, así como de los PostuladosBásicos de Contabilidad Gubernamental "Base en Devengado" y "Cumplimiento de DisposicionesLegales".Además, en las declaraciones de enero a noviembre se acreditaron el DESEP, el DSHFE, el DEIME yel DFP, en cumplimiento del artículo 254, fracciones V, VI y VII, de la Ley Federal de Derechos.Como resultado de las reformas publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de2008, con vigencia a partir del 14 de noviembre de 2008, PEP presentó la declaración complementarianúm. 1 del cuarto trimestre y anual del 2008 del DSHFE, el cual calculó en forma estimada; debido aque el valor del volumen de petróleo crudo y gas natural extraídos de los campos en el Paleocanal deChicontepec se separó de la base para el cálculo de este derecho utilizando factores estimados, loscuales se determinaron tomando como base la información proporcionada por la "mesa de producciónmultidisciplinaria" (información estimada de volúmenes de petróleo crudo y gas natural asociado), en lacual se dividió la producción en dos periodos, uno del 1 al 13 de noviembre (para el DOSH) y del 14 al30 del mismo mes (DOSH y Derecho Especial sobre Hidrocarburos para campos en el Paleocanal deChicontepec), en incumplimiento del artículo 257 Bis, párrafo último, del Decreto por el que sereforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscalde Petróleos Mexicanos, publicado en el diario citado y del Postulado Básico de ContabilidadGubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Asimismo, se verificó que en las declaraciones complementarias núms. 1 de diciembre y anual delDOSH de 2008 se acreditó la parte proporcional de los importes pagados del DEIME y del DFP.La parte proporcional determinada fue del 99.8% y se calculó con base en el porcentaje querepresentó el valor de los volúmenes de producción de petróleo crudo y gas del DOSH por386

Sector Energía1,112,414,221.5 miles de pesos, sobre el valor total de la producción por 1,114,655,835.5 miles depesos. El porcentaje se aplicó al DEIME y al DFP para acreditarse contra el DOSH, como sigue:DETERMINACIÓN DEL ACREDITAMIENTO DEL DEIME Y DFPPARA EL DOSH, 2008(Miles de pesos)Derecho Importe Parte proporcional (%) Acreditado DOSHDEIME 1,671,983.8 99.8 1,668,639.8DFP 33,439.7 99.8 33,372.8FUENTE: Papel de trabajo y declaraciones anuales complementarias del DOSH,DEIME y DFP del ejercicio fiscal de 2008.Se constató que en las declaraciones complementarias núm. 1 de diciembre y anual del DOSH delejercicio 2008, se acreditó la parte proporcional de los importes pagados del DEIME y del DFP; sinembargo, el volumen de petróleo crudo y gas natural, que se utilizó como base para su cálculo, seseparó del volumen extraído de los campos en el Paleocanal de Chicontepec utilizando factoresestimados, en incumplimiento de los artículos 257 Ter, fracciones V y VI, y 257 Quintus, párrafosegundo, del artículo primero del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones dela Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el DiarioOficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008, con vigencia al día siguiente de su publicación ydel Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, la SubgerenciaFiscal informó que "A fin de estar en posibilidades de determinar la extracción fiscal de Chicontepec yen consecuencia el resto de los derechos que tributa PEP, entre los cuales se encuentra el DOSH, seestá construyendo un sistema de producción fiscal que a la fecha no ha concluido"."Tan pronto se tenga el sistema a que nos referimos, se procederá a la elaboración de la declaracióncomplementaria respectiva".387

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Acción Promovida08-1-18T4L-02-0304-01-005RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca los sistemas de información que lepermitan identificar con precisión la parte de la producción de petróleo crudo y gas natural que lecorresponde para calcular el Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización, encumplimiento del artículo 257 Bis, párrafo último, del Decreto por el que se reforman y adicionandiversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de PetróleosMexicanos, publicado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en el Diario Oficial de laFederación el 13 de noviembre de 2008, con vigencia a partir del 14 de noviembre de ese mismo año ydel Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0304-01-006RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca los sistemas de información que lepermitan identificar con precisión la parte que le corresponde acreditar contra el Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos, del Derecho para la Investigación Científica en Materia de Energía y del Derechopara la Fiscalización Petrolera, en cumplimiento de los artículos 257 Ter, fracciones V y VI, y 257Quintus, párrafo segundo, del artículo primero del Decreto por el que se reforman y adicionan diversasdisposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos,publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008, con vigencia a partir del 14de noviembre de 2008 y del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento deDisposiciones Legales".388

Sector EnergíaPemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 7Sin ObservacionesA fin de verificar que los pagos provisionales y anuales del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos(DOSH), del Derecho sobre Extracción de Petróleo Crudo (DESEP), del Derecho para InvestigaciónCientífica y Tecnológica en Materia de Energía (DEIME), del Derecho para la Fiscalización Petrolera(DFP), del Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE) y del Derecho Únicosobre Hidrocarburos (DUSH), se realizaron en el plazo previsto en la Ley Federal de Derechos, serevisaron las declaraciones de pagos provisionales y anuales, y se constató que Pemex Exploración yProducción (PEP) presentó 44 declaraciones, como sigue:DECLARACIONES PRESENTADAS POR PEP DEL EJERCICIO FISCAL 2008(Miles de pesos)DeclaracionesPagadasConceptoNormales Compl. Total 2008 2009TotalDOSH 13 4 17 655,382,817.6 9,983,446.6 665,366,264.2DSHFE 5 1 6 55,138,337.1 11,791,271.6 66,929,608.7DESEP 5 0 5 26,116,730.1 (556,457.3) 25,560,272.8DEIME 5 1 6 1,440,135.4 235,297.8 1,675,433.2DFP 5 1 6 28,802.7 4,706.0 33,508.7DUSH 4 0 4 0.0 0.0 0.0Total 37 7 44 738,106,822.9 21,458,264.7 759,565,087.6FUENTE: Pagos provisionales y declaraciones anuales normales y complementarias proporcionadas por laSubgerencia Fiscal de PEP.Al revisar las 37 declaraciones normales correspondientes al ejercicio fiscal de 2008 (12 mensuales delDOSH, 20 trimestrales de los derechos distintos del DOSH y 5 anuales de los 6 derechos), secomprobó que se presentaron en tiempo, en cumplimiento de los artículos 254, 254 Bis, 254 Ter, 255,256 y 257 de la Ley Federal de Derechos, así como el séptimo transitorio del Decreto publicado en elDiario Oficial de la Federación el 24 de diciembre de 2007, con vigencia a partir del 1 de enero de2008, por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos enmateria de hidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reformadiversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el21 de diciembre de 2005.389

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Por otra parte, se constató que en cinco declaraciones complementarias (dos del DOSH, una delDEIME, una del DEFIPE y una del DSHFE) se pagaron 14.0 y 29.0 miles de pesos por actualización yrecargos, respectivamente, los cuales se calcularon de conformidad con los artículos 17-A y 21 delCódigo Fiscal de la Federación.Resultado Núm. 8 Observación Núm. 1A fin de verificar que la deducción del monto de 0.50 dólares por cada millar de pie cúbico de gasnatural no asociado extraído en 2008, adicional al volumen obtenido en el 2006, se calculó deconformidad con el artículo 254, fracción VIII, de la Ley Federal de Derechos, se analizaron la base dedatos de la producción anual de gas no asociado ZRPD3 y los Balances por Tipo de Gas (asociado yno asociado) de 2008 y 2006, proporcionados por la Gerencia de Recursos Financieros de PEP.Se calculó la producción acumulada del gas no asociado para 2008 con la base de datos y se ledisminuyó la producción acumulada de gas no asociado que se reportó en el Balance por Tipo de Gas(asociado y no asociado) de 2006, el cual incluyó correcciones como resultado de observacionesgeneradas de la revisión de la Cuenta Pública 2006 y se determinó el excedente de producción, comose muestra a continuación:MesDETERMINACIÓN DEL EXCEDENTE DE GAS NATURAL NO ASOCIADO DE 2008RESPECTO DE 2006(Miles de pies cúbicos diarios)Balance por tipo de gas 2006 Base de datos ZRPD3 2008Mensual Acumulada Mensual Acumulada(1)(2)(3)(4)ExcedenteAcumulado(4-2)Enero 2,036,693.8 2,036,693.8 2,639,724.3 2,639,724.3 603,030.5Febrero 2,044,575.3 2,040,434.2 2,630,728.7 2,635,376.5 594,942.3Marzo 2,122,080.7 2,068,556.8 2,641,764.0 2,637,552.4 568,995.6Abril 2,202,562.8 2,102,058.4 2,658,691.3 2,642,793.5 540,735.1Mayo 2,204,472.4 2,123,083.8 2,620,365.1 2,638,219.3 515,135.5Junio 2,222,655.4 2,139,587.3 2,609,830.7 2,633,539.8 493,952.5Julio 2,244,283.6 2,154,896.7 2,585,337.7 2,626,524.5 471,627.8Agosto 2,401,070.5 2,186,301.6 2,590,053.7 2,621,890.9 435,589.3Septiembre 2,398,188.8 2,209,585.9 2,562,007.9 2,615,334.4 405,748.5Octubre 2,398,045.7 2,228,803.9 2,536,210.3 2,607,292.3 378,488.4Noviembre 2,421,823.8 2,246,141.0 2,564,582.1 2,603,467.5 357,326.5Diciembre 2,479,504.0 2,265,960.9 2,548,342.0 2,598,798.4 332,837.5FUENTE: Balance por tipo de gas (asociado y no asociado) de 2006 y base de datos de la producción degas no asociado (ZRPD3) de 2008 proporcionados por la Gerencia de Recursos Financieros dePEP.390

Sector EnergíaConviene mencionar que para calcular el excedente de gas no asociado en las declaraciones normalesla entidad fiscalizada utilizó la base de extracción total de gas no asociado de 2008, mientras que paralas declaraciones complementarias empleó la parte de gas no asociado de la base fiscal de 2008, quese obtiene disminuyendo de la extracción total el gas usado en operación y el empaque, como semuestra a continuación:COMPARATIVO DEL IMPORTE DEL EXCEDENTE REPORTADOEN LAS DECLARACIONES NORMALES Y COMPLEMENTARIAS, 2008Mes(Miles de pies cúbicos)DeclaracionesNormales(Extracción total)Complementarias(Base Fiscal)Enero 81,831,454.2 80,271,574.5Febrero 158,122,587.8 155,060,399.1Marzo 240,017,270.9 235,291,086.2Abril 319,778,008.5 313,579,437.4Mayo 401,009,327.6 393,238,811.0Junio 479,304,250.0 469,996,160.4Julio 559,449,717.9 548,560,696.2Agosto 639,741,383.7 627,282,234.0Septiembre 716,601,621.5 702,584,768.5Octubre 795,224,139.4 779,584,737.4Noviembre 872,161,602.8 854,817,294.3Diciembre 951,160,206.0 932,104,135.9FUENTE: Declaraciones normales y complementarias de enero a diciembrede 2008 proporcionadas por la Gerencia de RecursosFinancieros de PEP.El volumen excedente acumulado de la extracción de gas natural no asociado de 2008, respecto de2006, se multiplicó por los 0.50 dólares y por el tipo de cambio correspondiente a cada mes y secomparó con el reportado en las declaraciones complementarias del DOSH de enero a diciembre de2008, presentadas el 21 de agosto de 2009, como se muestra a continuación:391

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008COMPARATIVO DEL EXCEDENTE DE PRODUCCIÓN DETERMINADO CON EL REPORTADOEN LAS DECLARACIONES DEL DOSH, 2008(Miles de pesos)Mes Excedente determinado por la ASF (Acumulado) Declaraciones DiferenciaVolumen Valoración en Tipo de ImportedólarescambioEnero 18,693,945.7 9,346,972.9 10.9100 101,975.5 63,223.8 38,751.7Febrero 37,736,971.9 18,868,486.0 10.8500 204,723.1 120,233.4 84,489.7Marzo 53,847,154.3 26,923,577.2 10.8100 291,043.9 182,723.7 108,320.2Abril 67,531,007.6 33,765,503.8 10.7400 362,641.5 244,774.7 117,866.8Mayo 80,423,681.0 40,211,840.5 10.6840 429,623.3 302,131.2 127,492.1Junio 92,038,942.2 46,019,471.1 10.6250 488,956.9 355,257.1 133,699.8Julio 102,611,617.5 51,305,808.8 10.5700 542,302.4 405,668.7 136,633.7Agosto 108,470,098.2 54,235,049.1 10.5100 570,010.4 456,104.9 113,905.5Septiembre 113,384,671.2 56,692,335.6 10.5200 596,403.4 503,251.9 93,151.5Octubre 117,667,772.0 58,833,886.0 10.7200 630,699.3 557,710.8 72,988.5Noviembre 121,950,521.8 60,975,260.9 10.9300 666,459.6 620,413.5 46,046.1Diciembre 124,084,501.9 62,042,250.9 11.1400 691,150.6 683,418.8 7,731.8FUENTE: Declaraciones complementarias de enero a diciembre de 2008 proporcionadas por la Gerencia deRecursos Financieros de PEP.Se determinó una diferencia acumulada de 7,731.8 miles de pesos entre la deducción del monto de0.50 dólares estadounidenses por cada millar de pie cúbico de gas natural no asociado extraído en2008, adicional al volumen obtenido en el 2006, determinado por la ASF por 691,150.6 miles de pesosy el reportado por la entidad fiscalizada por 683,418.8 miles de pesos, lo que incidió en un entero enexceso del DOSH, en incumplimiento del artículo 254, fracción VIII, de la Ley Federal de Derechos.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, la SubgerenciaFiscal informó que "Se revisó el cálculo de la deducción adicional de 0.50 dólares estadounidenses pormillar de pie cúbico extraído de gas natural no asociado por el ejercicio 2008 y se encontraroninconsistencias en su cálculo, por lo que se procederá a hacer las correcciones correspondientes, loscuales serán corregidos en una declaración complementaria informativa, en adición a todo lo anteriortambién se concluyó que por el ejercicio 2006 se deberá integrar la extracción de gas natural noasociado por los mismos campos que sean afectos al Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos en elejercicio 2008 y la deducción se dé sobre bases consistentes".Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, laSubgerencia Fiscal informó que "Se volvió a realizar el cálculo de la deducción adicional de 0.50dólares estadounidenses por millar de pie cubico extraído de gas natural no asociado por el ejercicio2008 y dio como resultado una deducción de 696,024.7 miles de pesos que difiere en 4,874.1 miles depesos con lo determinado por la Auditoría Superior de la Federación en su observación, por lo que seestá adjuntando cuadro resumen del cálculo… realizado para el análisis y evaluación de la entidad392

Sector Energíaauditora y de estar de acuerdo, se procederá a presentar la declaración complementariacorrespondiente".Acción Promovida08-1-18T4L-02-0304-01-007RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción calcule la deducción del monto de 0.50 dólares porcada millar de pie cúbico de gas natural no asociado extraído, adicional al volumen obtenido en el2006 y presente la declaración complementaria anual del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburoscorrespondiente al ejercicio fiscal de 2008 con las cifras correctas, en cumplimiento del artículo 254,fracción VIII, de la Ley Federal de Derechos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 9 Observación Núm. 1A fin de verificar que la deducción máxima autorizada (Cost Cap) se calculó de conformidad con elartículo 254, párrafos antepenúltimo y último, de la Ley Federal de Derechos, se analizaron las basesde datos de la producción de petróleo crudo (ZRPD1), gas asociado (ZRPD2) y no asociado (ZRPD3),así como el Balance por tipo de gas (asociado y no asociado) para el Nuevo Régimen Fiscal 2008.Con las bases de datos ZRPD1, ZRPD2 y ZRPD3 y el Balance por tipo de gas, se determinó laproducción acumulada de petróleo crudo y de gas asociado; en el caso del gas natural asociado, serealizó la conversión de millones de pies cúbicos diarios a miles de barriles diarios de petróleo crudoequivalente (mbdpce), como se muestra a continuación:393

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008MesPRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL ASOCIADOY NO ASOCIADO, 2008Petróleo crudombdGas asociadommpcd mbdpcePetróleo crudo y gasasociadombdGas no asociadommpcdEnero 2,927.6 3,044.3 783.3 3,710.9 2,589.3Febrero 2,918.6 3,020.9 777.5 3,696.1 2,584.3Marzo 2,891.4 3,069.2 789.7 3,681.1 2,585.5Abril 2,858.2 3,092.1 795.5 3,653.7 2,591.5Mayo 2,844.5 3,140.1 807.5 3,652.0 2,587.0Junio 2,842.6 3,188.9 819.9 3,662.5 2,582.3Julio 2,833.3 3,207.2 824.5 3,657.8 2,575.3Agosto 2,823.8 3,225.9 829.2 3,653.0 2,570.7Septiembre 2,812.7 3,265.9 839.2 3,651.9 2,564.1Octubre 2,807.1 3,307.8 849.8 3,656.9 2,555.9Noviembre 2,796.3 3,342.7 857.7 3,654.0 2,551.6Diciembre 2,785.7 3,377.7 865.0 3,650.7 2,546.7FUENTE: Bases de datos de producción de petróleo crudo, gas natural asociado y no asociado (ZRPD1, ZRPD2 yZRPD3), Balance por tipo de gas (Asociado y no asociado) de 2008, proporcionadas por la Gerencia deControl de Gestión de PEP.* No incluye la producción de los campos en el Paleocanal de Chicontepec.El Cost Cap para el petróleo crudo y gas natural asociado se determinó multiplicando los volúmenesde producción acumulada de ambos por los 6.50 dólares por barril.Por otra parte, el Cost Cap del gas natural no asociado se calculó multiplicando los volúmenes deproducción acumulada por los 2.70 dólares por cada millar de pie cúbico, de conformidad con elartículo 254, párrafo último, de la Ley Federal de Derechos, y se compararon con los determinados porla entidad fiscalizada, como se detalla a continuación:394

Sector EnergíaCOMPARATIVO DEL COST CAP DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL DETERMINADOPOR LA ASF CON EL PRESENTADO EN LAS DECLARACIONES DEL DOSH, 2008(Miles de pesos)Mes ASF Declaraciones Dif.Crudo y gasasociadoGas noasociadoTotalCrudo y gasasociadoGas noasociadoEne 8,161,871.9 2,365,673.9 10,527,545.8 8,161,872.0 2,365,751.8 10,527,623.8 78.0Feb 15,640,730.4 4,542,520.0 20,183,250.4 15,640,730.5 4,542,661.9 20,183,392.4 142.0Mar 23,521,689.2 6,862,652.3 30,384,341.5 23,521,689.3 6,862,866.9 30,384,556.2 214.7Abr 30,828,057.9 9,082,770.9 39,910,828.8 30,828,057.6 9,083,101.2 39,911,158.8 330.0May 38,489,453.9 11,325,426.2 49,814,880.1 38,489,453.2 11,325,844.0 49,815,297.2 417.1Jun 45,925,829.3 13,450,689.8 59,376,519.1 45,925,828.3 13,451,163.2 59,376,991.5 472.4Jul 53,352,279.9 15,603,394.8 68,955,674.7 53,352,507.7 15,603,979.1 68,956,486.8 812.1Ago 60,681,087.7 17,738,088.7 78,419,176.4 60,681,314.2 17,738,738.7 78,420,052.9 876.5Sep 68,187,508.1 19,886,688.4 88,074,196.5 68,187,734.8 19,887,357.5 88,075,092.3 895.8Oct 76,968,237.1 22,346,161.3 99,314,398.4 76,968,466.7 22,346,866.7 99,315,333.4 935.0Nov 85,251,790.5 24,728,866.3 109,980,656.8 85,252,767.9 24,729,599.3 109,982,367.2 1,710.4Dic 93,569,134.6 27,113,213.7 120,682,348.3 93,569,095.2 27,113,967.9 120,683,063.1 714.8FUENTE: Bases de datos de la producción de petróleo crudo, gas natural asociado y no asociado (ZRPD1,ZRPD2 y ZRPD3), Balance de gas natural por tipo (Asociado y no asociado) y declaraciones, 2008,proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.TotalSe determinó una diferencia acumulada hasta diciembre de 2008 en el Cost Cap de petróleo crudo ygas natural asociado y no asociado de 714.8 miles de pesos, generada por el redondeo en volúmenes,la cual no es representativa (0.001%). Por otra parte, como resultado de las reformas publicadas en elDiario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008, con vigencia a partir del 14 de noviembrede 2008, la parte deducible del Cost Cap correspondiente al DOSH de noviembre y diciembre de 2008,se calculó separando el volumen de producción de petróleo crudo y gas natural extraídos de loscampos en el Paleocanal de Chicontepec; sin embargo, se utilizaron factores estimados, enincumplimiento del artículo 254, párrafos antepenúltimo y último, de la Ley Federal de Derechos y delPostulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Por otra parte, se compararon las deducciones autorizadas permitidas por mes con el Cost Cap, a finde verificar que se utilizó la deducción mínima para calcular la base gravable del DOSH, deconformidad con los artículos 254, párrafos penúltimo y último, y 255, fracción I, de la Ley Federal deDerechos, como sigue:395

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008COMPARATIVO ENTRE LAS DEDUCCIONES AUTORIZADASY EL COST CAP (CIFRAS ACUMULADAS), 2008(Miles de pesos)Deducciones autorizadas (artículo 254, fracciones)ArtículoDeducciónQuintoUtilizadaMesI II III IV TransitorioV Total (Cost Cap)Enero 292,601.9 2,020,879.0 142,844.9 5,537,584.5 304,682,717.2 312,676,627.5 10,527,623.9Febrero 518,607.9 4,176,783.1 295,536.0 10,365,790.0 304,682,717.2 320,039,434.2 20,183,392.4Marzo 772,491.8 6,405,536.2 453,543.8 15,373,913.9 304,682,717.2 327,688,202.9 30,384,556.2Abril 1,068,404.6 8,786,042.9 615,350.7 20,890,629.6 304,682,717.2 336,043,145.0 39,911,158.8Mayo 1,359,157.0 11,230,203.8 784,570.6 25,871,805.9 304,682,717.2 343,928,454.5 49,815,297.3Junio 1,745,853.2 13,865,278.3 961,151.0 31,715,942.3 304,682,717.2 352,970,942.0 59,376,991.5Julio 2,245,085.3 16,499,582.7 1,133,888.0 37,840,240.8 304,682,717.2 362,401,514.0 68,956,486.8Agosto 2,854,915.3 19,304,323.1 1,335,348.0 43,508,024.7 304,682,717.2 371,685,328.3 78,420,052.9Septiembre 3,511,217.4 22,198,634.7 1,526,542.1 49,366,611.5 304,682,717.2 381,285,722.9 88,075,092.2Octubre 4,531,842.9 25,172,890.6 1,718,700.9 55,803,029.8 304,682,717.2 391,909,181.4 99,315,333.4Noviembre 4,531,842.9 25,172,890.6 1,718,700.9 55,803,029.8 304,682,717.2 391,909,181.4 109,982,367.3Diciembre 4,531,842.9 25,172,890.6 1,718,700.9 55,803,029.8 304,682,717.2 391,909,181.4 120,683,063.1Anual 4,531,842.9 25,172,890.6 1,718,700.9 55,803,029.8 304,682,717.2 391,909,181.4 120,683,063.1FUENTE: Papeles de trabajo y declaraciones complementarias de enero a diciembre de 2008.I. Inversiones realizadas para la exploración, recuperación secundaria y el mantenimientono capitalizable.II. Inversiones realizadas para el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudoo gas natural.III. Inversiones realizadas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento.IV. Costos y gastos.V. Otras deducciones sujetas a los límites (remanente de Inversiones de ejerciciosanteriores 2006, 2007 y 2008).Con el análisis de las deducciones, se determinó que en las declaraciones complementarias núms. 1de noviembre y diciembre de 2008 no se incrementó el valor de las deducciones por concepto de"Inversiones realizadas para la exploración, recuperación secundaria y el mantenimiento nocapitalizable" (fracción I); "Inversiones realizadas para el desarrollo y explotación de yacimientos depetróleo crudo o gas natural" (fracción II); "Inversiones realizadas en oleoductos, gasoductos,396

Sector Energíaterminales, transporte o tanques de almacenamiento" (fracción III); y "Costos y Gastos" (fracción IV).Además, en la declaración complementaria anual núm. 1 se reportó la deducción acumulada hastaoctubre de 2008 por los conceptos citados, en incumplimiento de los artículos 254, fracciones I, II, III yIV, y 255, fracciones I y II, de la Ley Federal de Derechos, así como del Postulado Básico deContabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Conviene mencionar que para el cálculo del DOSH las deducciones autorizadas superaron el CostCap, por lo que este último importe se utilizó en cumplimiento de los artículos 254, párrafos penúltimoy último, y 255, fracción I, de la Ley Federal de Derechos.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares la SubgerenciaFiscal informó que "A fin de estar en posibilidades de determinar la extracción fiscal de Chicontepec yen consecuencia el resto de los derechos que tributa PEP, entre los cuales se encuentra el DOSH, seestá construyendo un sistema de producción fiscal que a la fecha no ha concluido"."Tan pronto se tenga el sistema a que nos referimos, se procederá a la elaboración de la declaracióncomplementaria respectiva".Acción Promovida08-1-18T4L-02-0304-01-008RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca los sistemas de información que lepermitan identificar con precisión la parte de la producción de petróleo crudo y gas natural que lecorresponde para calcular el Cost Cap del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos. Asimismo, que enlas declaraciones complementarias que presente por este derecho se incorpore la totalidad del importede las deducciones por concepto de "Inversiones realizadas para la exploración, recuperaciónsecundaria y el mantenimiento no capitalizable" (fracción I); "Inversiones realizadas para el desarrollo yexplotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural" (fracción II); "Inversiones realizadas enoleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento" (fracción III), y "Costosy Gastos" (fracción IV), en cumplimiento de los artículos 254, fracciones I, II, III, IV, párrafosantepenúltimo y último, y 255, fracciones I y II, de la Ley Federal de Derechos, así como del PostuladoBásico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".397

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 10Sin ObservacionesA fin de verificar la determinación del Derecho Único sobre Hidrocarburos (DUSH), se revisaron lasdeclaraciones correspondientes del ejercicio fiscal de 2008. Con la información se constató que PemexExploración y Producción (PEP) presentó los pagos provisionales trimestrales y la declaración anualen cero.En el Diario Oficial de la Federación del 1 de octubre de 2007 se publicó el Decreto por el que sereforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia dehidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversasdisposiciones del Título segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 dediciembre de 2005, con vigencia a partir del 1 de enero de 2008. En el artículo séptimo transitorio seestablece que por el valor de la extracción de petróleo y gas natural de los campos abandonados y enproceso de abandono PEP está obligado al pago anual del DUSH. A cuenta del derecho se realizaránpagos provisionales trimestrales que se pagarán a más tardar el último día hábil del mes posterior aaquel al que correspondan dichos pagos provisionales.Además, se señala que presentará para autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público(SHCP) un inventario de campos abandonados y en proceso de abandono, el cual se entregará a mástardar el 31 de marzo de 2008, previa a la opinión favorable de la Secretaría de Energía (SENER).Por otra parte, en el artículo segundo del Decreto por el que se reforman y adicionan diversasdisposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos,publicado por la SHCP en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008, con vigenciaa partir del 14 de noviembre de ese mismo año, se menciona que "PEMEX Exploración y Producciónpresentará para autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público un inventario de camposabandonados y en proceso de abandono. El inventario se entregará a más tardar el 31 de diciembrede 2008, previa opinión favorable de la Secretaría de Energía". Además, se estableció que "Elinventario de campos abandonados y en proceso de abandono a que se refiere este artículo deberáincluir la trayectoria anual de las proyecciones de las producciones base de los campos en proceso deabandono por los años desde 2008 hasta 2027. La trayectoria deberá contar con el visto bueno de la398

Sector EnergíaSecretaría de Energía y la autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, en los mismostérminos que dicho inventario".Al respecto, la entidad fiscalizada y la SHCP proporcionaron los oficios siguientes:• Oficio núm. PEP-113-2008 del 7 de marzo de 2008, mediante el cual el organismo proporcionóa la Dirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de la SENER la relaciónde campos abandonados y en proceso de abandono, así como lo correspondiente a suproducción base y proyección del periodo 2008-2027 para su aprobación.• Oficio núm. 512.-/059/08 del 31 de marzo de 2008 con el cual la Dirección General deExploración y Explotación de Hidrocarburos de la SENER informó que cuenta con el vistobueno del inventario de conformidad con lo establecido en el artículo séptimo transitorio de laLey Federal de Derechos.• Oficio núm. PEP-0136-2008 del 31 de marzo de 2008, mediante el cual el organismoproporcionó a la Unidad de Política de Ingresos de la SHCP la relación de camposabandonados y en proceso de abandono, así como lo correspondiente a su producción base yproyección del periodo 2008-2027 para su autorización y le remitió también el oficio deaprobación núm. 512.-/059/08 del 31 de marzo de 2008 de la SENER.• Oficio núm. 349-A-00352 del 17 de abril de 2008, con el cual la Unidad de Política de Ingresosde la SHCP le comunicó a PEP que su solicitud estaba incompleta, por lo que le requirió mayorinformación para poder autorizar dicho inventario.• Oficio núm. SPE-350-2008 del 26 de mayo de 2008 con el que PEP respondió el requerimiento.• Oficio núm. PEP-0515-2008 del 18 de diciembre de 2008, mediante el cual la entidadfiscalizada le proporcionó a la Dirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburosde la SENER la relación de campos abandonados y en proceso de abandono, que incluye laremoción de campos ubicados en el Paleocanal de Chicontepec, para su visto bueno.• Oficio núm. PEP-0523-2008 del 26 de diciembre de 2008, mediante el cual PEP solicitó a laUnidad de Política de Ingresos de la SHCP autorizar el inventario de campos abandonados y enproceso de abandono, así como la trayectoria anual de las proyecciones de las produccionesbase de los campos en proceso de abandono de 2008 hasta 2027; además, le comunicó que elinventario se actualizó considerando la remoción de los campos ubicados en el Paleocanal deChicontepec. Finalmente, informó que el visto bueno de la SENER estaba en proceso.399

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008• Oficio núm. 512.-DOP.001/09 del 10 de febrero de 2009, mediante el cual la Dirección deOperación Petrolera de la Dirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburosadscrita a la SENER le informó que cuenta con el visto bueno del inventario.• Oficio núm. SPE-81-2009 del 16 de febrero de 2009, con el cual la Subdirección de Planeacióny Evaluación de PEP remitió a la Unidad de Política de Ingresos de la SHCP el oficio núm. 512.-DOP.001/09 que contiene el visto bueno de la SENER sobre el inventario actualizado decampos abandonados y en proceso de abandono.• Oficio núm. 102-K-018 del 26 de febrero de 2009, mediante el cual la Subsecretaría de Ingresosde la SHCP autorizó a PEP el inventario.Se solicitaron a PEP el procedimiento y los criterios para calcular el DUSH, así como la base de datospara su determinación. Al respecto, la entidad fiscalizada informó que el inventario de camposabandonados y en proceso de abandono del ejercicio de 2008 no fue autorizado por la SHCP, por loque no se tuvieron procedimientos, criterios, ni base para su cálculo.Además, la entidad fiscalizada proporcionó el oficio núm. GEFIS-05-0400/2009 del 13 de abril de 2009mediante el cual la Gerencia Fiscal de la Dirección Corporativa de Finanzas de Petróleos Mexicanossolicitó la opinión de la Administración Central de Normatividad Internacional de GrandesContribuyentes para calcular el DUSH a cargo de PEP, en el cual señaló que “se reconoce que demanera previa a la autorización del inventario de campos, Pemex Exploración y Producción seencontraba imposibilitado para determinar el DUSH, puesto que en términos del Artículo SéptimoTransitorio del multicitado Decreto de 2007, la base de la contribución de referencia se integra por elvalor de la extracción de petróleo y gas natural de los campos abandonados y en proceso deabandono autorizados por la SHCP, porque sin la autorización de la SHCP no se contaba con loselementos que integran la citada base, por ende, la autorización previa de la SHCP respecto de loscampos en comento es una condición necesaria (sine qua non) para la determinación de lacontribución de referencia"."Por lo descrito anteriormente, en el caso que nos ocupa surge el planteamiento respecto de la fecha apartir de la cual Pemex Exploración y Producción debe realizar el cálculo y determinación del DUSH,mismo que deberá enterar el próximo 30 de abril de año en curso, en virtud de que hasta el 26 defebrero del presente, la SHCP emite el oficio 102-K-018 autorizando el inventario de camposabandonados y en proceso de abandono, elemento indispensable para la determinación de estederecho".400

Sector Energía"Por lo expuesto, mediante el oficio núm. 900 03 04-2009-3086 del 22 de junio de 2009 laAdministración de Normatividad Internacional "1", de la Administración Central de NormatividadInternacional, adscrita a la Administración General de Grandes Contribuyentes del SAT resolvió que "laautorización del inventario es una condición suspensiva para que Pemex Exploración y Producción seencuentre obligado a realizar el pago del DUSH, toda vez que el promovente debe tener la certezajurídica de que los campos abandonados y en proceso de abandono, que va a considerar paradeterminar la base gravable de dicho derecho, reúnen las características que se detallan en el artículoséptimo transitorio"."Es por ello que incluso en la reforma al artículo séptimo transitorio, se tuvo el interés en prorrogar elplazo hasta el 31 de diciembre de 2008 para que Pemex Exploración y Producción presentara ante laSHCP el inventario de referencia"."Por consiguiente, la aplicación del precepto legal que nos atañe se llevará a cabo una vez que laconsultante obtenga la opinión favorable de la Secretaría de Energía y la autorización de la SHCP"."En el caso, la promovente exhibe el oficio número 102-K-018, de fecha 26 de febrero de 2009,expedido por la Subsecretaría de Ingresos de la SHCP, mediante el cual se autorizó a Pemex-Exploración y Producción el inventario de campos abandonados y en proceso de abandono, con locual se acredita que a la fecha de expedición del mismo se cumplió la condición prevista para suaplicación en el propio precepto legal"."Por lo tanto, al haber obtenido la autorización por parte de la SHCP hasta el 28 de febrero del 2009 yatendiendo lo dispuesto en el artículo séptimo transitorio, su representada se encuentra obligada arealizar el pago provisional trimestral, aplicando el valor del petróleo crudo y gas natural extraídos delos campos abandonados y en proceso de abandono, desde el inicio del ejercicio (1 de enero de 2009)y hasta el último día del primer trimestre de 2009 (31 de marzo de 2009), el porcentaje quecorresponda conforme a la tabla prevista en el citado artículo".Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, la Unidad dePolítica de Ingresos informó que "el décimo quinto párrafo del Artículo Séptimo del Decreto por el quese reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia dehidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversasdisposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 dediciembre de 2005, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 1 de octubre de 2007, establecía:'El derecho a que se refiere este artículo se aplicará para cada campo en proceso de abandono, unavez que la producción adicional sea igual o mayor a un porcentaje de la producción base que se401

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008proyecta para esos campos, con base en la declinación observada en los últimos años. Para 2008dicho porcentaje será 25 y para 2009 y ejercicios subsecuentes el porcentaje será de 50'.""Al respecto, en diversas reuniones funcionarios de PEP argumentaron que la disposición citadapresentaba complicaciones operativas para su cumplimiento, ya que las características de estoscampos no permitían cumplir con el incremento de producción establecido en la Ley, por lo que seconvino impulsar una reforma a dicho artículo que permitiera la determinación del DUSH, eliminando elpárrafo anterior, así como la ampliación del plazo para la presentación de la propuesta de inventario decampos abandonados y en proceso de abandono.""Una vez publicada dicha reforma…" y "recibida la comunicación de PEP, la Subsecretaría de Ingresosde esta SHCP, autorizó con el oficio núm. 102-K-018 de fecha 26 de febrero de 2009, el inventario decampos abandonados y en proceso de abandono".Por lo expuesto, se concluyó que se cumplió con el artículo séptimo transitorio del Decreto por el quese reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia dehidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversasdisposiciones del Título segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos publicado el 21 dediciembre de 2005 y con el artículo segundo del Decreto por el que se reforman y adicionan diversasdisposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos,publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008, con vigencia al díasiguiente de su publicación.Finalmente, se verificó la conformación del inventario y se constató que se reportaron 44 camposabandonados y 17 en proceso de abandono; se identificaron los campos en el Sistema Nacional deInformación de la Producción y se observó que de los 44, sólo el campo Aguacate reportó producción,y de los 17, todos reportaron producción en 2008, excepto Camaitlán, El Plan y Moloacán.Conviene mencionar que los volúmenes de los 15 campos que reportaron producción se incluyeron enla base gravable para calcular el DOSH, en cumplimiento del artículo 258, párrafo quinto, de la LeyFederal de Derechos.Resultado Núm. 11Sin ObservacionesA fin de verificar que los instrumentos empleados para medir los volúmenes de extracción de petróleocrudo y gas natural que sirvieron para determinar la base fiscal para calcular el Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos (DOSH) cumplieron con la normativa, se realizaron visitas de inspección a la402

Sector EnergíaPlataforma Chac-A, Akal-KL y Maloob-B (Región Marina Noreste); Batería Punta de Piedra, ComplejoProcesador de Gas Poza Rica y la Estación de Proceso y Manejo de Gas El Raudal (Región Norte) enagosto y septiembre de 2009.Región Marina NoresteA) Plataforma Chac-AEn la plataforma de producción Chac-A del Activo Integral Cantarell operan los pozos Chac-182, 2192,2194, 2196, 162, 164 y 184 que en el 2008 produjeron en total 2,581.4 miles de barriles (mb) depetróleo crudo, equivalentes a una producción promedio de 7.1 miles de barriles diarios (mbd), comose detalla a continuación:VOLÚMENES DE EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO REPORTADOSPOR LA PLATAFORMA CHAC-A, 2008Prod Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TotalMb 227.9 222.2 237.5 229.1 237.5 227.7 223.4 198.5 192.1 198.9 186.4 200.2 2,581.4Promediombd7.4 7.7 7.7 7.6 7.7 7.6 7.2 6.4 6.4 6.4 6.2 6.5 7.1FUENTE: Información proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de la Subdirección de la RegiónMarina Noreste.Se constató que la producción de esta plataforma se envía al Centro Procesador Nohoch-A por unoleogasoducto de 24 pulgadas de diámetro, conforme al Diagrama de Tubería e Instrumentación (DTI)núm. CHAC-A-100 "Sistema de Pozos de Producción".También se constató que en la plataforma está instalado un separador de prueba con una capacidadde 100.0 miles de barriles de petróleo crudo, mediante el cual se cuantifican los pozos de maneraindividual (aforo de pozos). Para aforar un pozo, se saca del cabezal general de producción y se alineaal separador de prueba donde el petróleo crudo se separa del gas asociado para su medición.Además, se constató que en la salida de gas del separador de prueba está instalado un equipo demedición fitting7 de 8 pulgadas de diámetro, con una placa de orificio de 1¾ pulgadas, y en la salidadel aceite se tiene un fitting porta placa de 6 pulgadas de diámetro y una placa de orificio de 2¼pulgadas. De igual forma, está instalado un registrador de flujo (FR) en cada una de las salidas del7Dispositivo en el cual se coloca la placa de orificio mediante la cual se determina la caída de presiónprovocada por el flujo de gas a través de la tubería.403

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008separador, en donde se registra la presión diferencial a partir de la cual se determina el volumen depetróleo crudo y gas del pozo, en cumplimiento de la Norma AGA 3 "Orifice Metering of Natural Gasand other Related Hydrocarbon Fluids" (Asociación Americana de Gas, Medición de Gas Natural yotros Hidrocarburos mediante Placas de Orificio), emitido en septiembre de 2000 por la American GasAssociation, y del "Manual of Petroleum, Measurement Standards, Chapter 14—Natural Gas FluidsMeasurement, Section 3—Concentric, Square-Edged Orifice Meters" (Manual del Petróleo, Estándarde Medidas, Capítulo 14-Medición de Fluidos del Gas Natural, Sección 3-Placas de Orificio), emitidopor el American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) en septiembre de 1990, ambosvigentes en el 2008 y al momento de la inspección, y del artículo 53, párrafos segundo y tercero, de laLey Federal sobre Metrología y Normalización.B) Plataforma PP-AK-KLLa plataforma PP-AK-KL pertenece al Activo Integral Cantarell y de acuerdo con el Estado Diario dePozos del 27 de julio del 2009 operan los pozos 1002D, 1004, 1006, 1012, 1012D, 1014, 1016, 1028,1034, 3004, 3006, 3006D, 3008, 3017 y 3029D.En el 2008 esta plataforma produjo en total 48,553.5 mb de petróleo crudo, equivalentes a unaproducción promedio de 132.7 mbd, como se muestra a continuación:VOLÚMENES DE EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO REPORTADOSEN LA PLATAFORMA AKAL-KL, 2008Prod Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TotalMb 4,199.3 4,104.6 4,461.3 4,023.5 4,349.5 4,324.6 4,525.9 4,240.2 4,057.4 4,022.3 3,577.4 2,667.5 48,553.5Promedio135.5 141.5 143.9 134.1 140.3 144.2 146 136.8 135.2 129.8 119.2 86 132.7mbdFUENTE: Información proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de la Subdirección de la Región MarinaNoreste.Se constató que en la plataforma está instalado un separador de prueba con capacidad de 20,000barriles de petróleo crudo, mediante el cual se separa el petróleo crudo del gas y se cuantifica laproducción por separado de cada pozo.El petróleo crudo separado sale por la parte inferior y el gas por la parte superior del separador. En lassalidas de las corrientes de gas y petróleo crudo del separador de prueba está instalado un medidor deflujo tipo V-Cone; este instrumento es un medidor de flujo de presión diferencial con el cual se404

Sector Energíacuantifican los volúmenes de petróleo crudo y gas natural, los cuales se determinan mediante undiferencial de presión y algoritmos de cálculo.Se constató que los medidores de petróleo crudo (FE-1075) y gas (FE-1063) son de 6 y 12 pulgadasde diámetro, respectivamente. Asimismo, se verificó que está instalada la instrumentación requeridapara determinar los volúmenes a partir de las lecturas del medidor V-Cone, como son el transmisor deflujo y el registrador de flujo. En el diagrama de tubería e instrumentación núm. D-481.08-P-3029-1050se esquematiza el arreglo del separador de prueba y de los elementos de flujo instalados (medidoresV-Cone), en cumplimiento del "Manual of Petroleum, Measurement Standards, Chapter 14—NaturalGas Fluids Measurement, Section 3—Concentric, Square-Edged Orifice Meters" (Manual del Petróleo,Estándar de Medidas, Capítulo 14-Medición de Fluidos del Gas Natural, Sección 3-Placas de orificio),emitido en septiembre de 1990 por el American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo),ambos vigentes en el 2008 y al momento de la inspección, y del artículo 53, párrafos segundo ytercero, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.Región Marina SuroesteC) Plataforma Maloob-BLa plataforma Maloob-B pertenece al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap de la Región Marina Noreste; deacuerdo con el Reporte de Producción Diaria por Pozo emitido por dicho activo en 2008, producían lospozos 0309D, 0357, 0408, 0419, 0438, 0456, 0476, 0492D y 0494D, de los cuales se extrajeron entotal 12,128.1 mb de petróleo crudo, equivalentes a un promedio de 33.1 mbd, como se detalla acontinuación:VOLÚMENES DE EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO REPORTADOSEN LA PLATAFORMA MALOOB-B, 2008Prod Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TotalMb 831.4 657.2 686.3 934.9 1,110.5 1,119.7 1,093.5 898.5 979.3 1,321.6 1,306.1 1,189.1 12,128.1Promediombd 26.8 22.7 22.1 31.2 35.8 37.3 35.3 29 32.6 42.6 43.5 38.4 33.1FUENTE: Información proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de la Subdirección de la RegiónMarina Noreste.Se constató que está instalado un separador de prueba con capacidad de 16,000 barriles de petróleocrudo, mediante el cual se separa el petróleo crudo del gas y después se cuantifica la producción porseparado de cada pozo.405

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En la salida del petróleo crudo del separador está instalado un fitting porta placa, con registrador deflujo que emplea como elemento primario de medición una placa de orificio de 14 pulgadas dediámetro, mientras que en la salida del gas está instalado un fitting con una placa de orificio de 14pulgadas de diámetro, de acuerdo con la revisión del DTI núm. F.580008B-1812-10-0023-P"Separador de Prueba", en cumplimiento de la Norma AGA 3 "Orifice Metering of Natural Gas andother Related Hydrocarbon Fluids" (Asociación Americana de Gas, Medición de Gas Natural y otrosHidrocarburos mediante Placas de Orificio), emitido en septiembre de 2000 por la American GasAssociation, vigente en el momento de la visita, y del "Manual of Petroleum, Measurement Standards,Chapter 14—Natural Gas Fluids Measurement, Section 3—Concentric, Square-Edged Orifice Meters"(Manual del Petróleo, Estándar de Medidas, Capítulo 14-Medición de Fluidos del Gas Natural, Sección3-Placas de orificio), emitido por el American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo), enseptiembre de 1990, ambos vigentes en el 2008 y al momento de la inspección, y del artículo 53,párrafos segundo y tercero, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.Región NorteD) Batería Punta de PiedraEn la Batería Punta de Piedra se recibe la producción de la zona marina del Activo Integral Poza RicaAltamira, formada por los pozos de las plataformas Bagre A (9A y 17), Bagre-B (4, 6, 8, 14, y 22),Bagre-C (101, 110, 120, 210 y 510), Carpa A (7 y 101), Carpa B (55) y Marsopa (15 y 18).En el 2008 en esta instalación se recibieron 5,222,379.0 barriles de petróleo crudo, el 17.3% del totalenviado al Centro de Almacenamiento y Bombeo Poza Rica (C.A.B.), para su procesamiento ydistribución al Sistema Nacional de Refinación, como se muestra a continuación:406

Sector EnergíaVOLÚMENES DE PETRÓLEO CRUDO RECIBIDOS EN LA BATERÍA PUNTA DE PIEDRAPARA SU DISTRIBUCIÓN, 2008(Barriles)Mes Batería Punta de Piedra Total (1) PorcentajeEnero 454,903 2,641,894 17.2Febrero 448,011 2,636,606 17.0Marzo 427,458 2,708,174 15.8Abril 440,013 2,632,981 16.7Mayo 499,181 2,567,332 19.4Junio 411,910 2,343,114 17.6Julio 425,418 2,369,944 18.0Agosto 389,668 2,409,919 16.2Septiembre 423,081 2,340,316 18.1Octubre 510,238 2,587,164 19.7Noviembre 402,470 2,398,221 16.8Diciembre 390,028 2,622,292 14.9Total 5,222,379 30,257,957 17.3FUENTE: Información proporcionada por la Gerencia de Control de la Subdirección de laRegión Norte de PEP.(1): Producción bruta recibida en el C.A.B. de Poza Rica (Baterías de San Andrés,Miquetla, Punta de Piedra, Ezequiel Ordóñez y Antares).En la visita se constató que la producción de las plataformas antes citadas llega a esta instalaciónmediante un oleogasoducto de 20 pulgadas de diámetro.Para separar el petróleo crudo del gas se utilizan dos separadores verticales de primera etapa y seisseparadores verticales de segunda etapa, como se constató con la revisión del isométrico núm.E-F.47200-1817-00-02-BPP "Isométrico General de Tuberías Batería Punta de Piedra". El petróleocrudo separado se envía al tanque deshidratador y se cuantifica mediante un medidor de nivel, encumplimiento del procedimiento núm. PE-PO-OP-270-2008 "Procedimiento para Medición en Tanquesde Almacenamiento", emitido por la Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones deExplotación (COPIE), en junio de 2008 y vigente desde esa fecha y en el momento de la inspección.El gas de los separadores de la primera y segunda etapas es medido por un fitting porta placa que usacomo elemento primario una placa de orificio de 6 pulgadas de diámetro y se envía después a laestación de Compresión Mecatepec y al Centro Procesador de Gas Poza Rica, en cumplimiento de laNorma AGA 3 "Orifice Metering of Natural Gas and other Related Hydrocarbon Fluids" (AsociaciónAmericana de Gas, Medición de Gas Natural y otros Hidrocarburos mediante Placas de Orificio),emitido por la American Gas Association en septiembre de 2000, y del "Manual of Petroleum,Measurement Standards, Chapter 14—Natural Gas Fluids Measurement, Section 3—Concentric,Square-Edged Orifice Meters" (Manual del Petróleo, Estándar de Medidas, Capítulo 14-Medición de407

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Fluidos del Gas Natural, Sección 3-Placas de Orificio), emitido por el American Petroleum Institute(Instituto Americano del Petróleo) en septiembre de 1990, ambos vigentes en el 2008 y al momento dela inspección, y del artículo 53, párrafos segundo y tercero, de la Ley Federal sobre Metrología yNormalización.E) Complejo Procesador de Gas (C.P.G.) Poza RicaDurante el 2008 en el C.P.G. Poza Rica se recibió un total de 31,758,546.0 miles de pies cúbicos(mpc) de gas de las estaciones de compresión Mecatepec, Poza Rica II, San Andrés y Antares,equivalentes a un promedio de 86,772.0 miles de pies cúbicos diarios (mpcd), como se detalla acontinuación:VOLUMEN DE GAS HÚMEDO AMARGO QUE SE RECIBIÓEN EL COMPLEJO PROCESADOR DE GAS POZA RICA, 2008MesVolumen de gasmpcmpcdEnero 3,315,559.0 106,953.5Febrero 3,353,716.0 115,645.4Marzo 3,597,294.0 116,041.7Abril 3,409,238.0 113,641.3Mayo 2,868,967.0 92,547.3Junio 2,394,283.0 79,809.4Julio 2,401,654.0 77,472.7Agosto 2,429,360.0 78,366.5Septiembre 2,291,257.0 76,375.2Octubre 2,426,434.0 78,272.1Noviembre 637,602.0 21,253.4Diciembre 2,633,182.0 84,941.4Total 31,758,546.0 86,772.0FUENTE: Reporte de entregas de gas a PGPB.Se constató que los volúmenes de gas natural procesados en la planta criogénica8 de este centro deproceso se cuantifican mediante un sistema de medición que emplea la tecnología de placa de orificio,el cual está formado por tres tubos de medición, acondicionadores de flujo, fitting porta placa de 14pulgadas, Placa y Manifold, con una capacidad total de 300 millones de pies cúbicos diarios, deacuerdo con el Diagrama de Tubería e Instrumentación (DTI) núm. F.48454-12082-044-01 "MedidorÚnico de Gas Amargo", en cumplimiento de la Norma AGA 3 "Orifice Metering of Natural Gas and8Instalación en donde se recupera etano e hidrocarburos licuables mediante la aplicación de bajastemperaturas al gas, para la generación de un líquido separable por destilación fraccionada, previo proceso dedeshidratación para evitar la formación de sólidos.408

Sector Energíaother Related Hydrocarbon Fluids" (Asociación Americana de Gas, Medición de Gas Natural y otrosHidrocarburos mediante Placas de Orificio), emitido por la American Gas Association en septiembre de2000, y del "Manual of Petroleum, Measurement Standards, Chapter 14—Natural Gas FluidsMeasurement, Section 3—Concentric, Square-Edged Orifice Meters" (Manual del Petróleo, Estándarde Medidas, Capítulo 14-Medición de Fluidos del Gas Natural, Sección 3-Placas de orificio), emitidopor el American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) en septiembre de 1990, ambosvigentes en el 2008 y al momento de la inspección, y del artículo 53, párrafos segundo y tercero, de laLey Federal sobre Metrología y Normalización.Los volúmenes diarios se integran mediante dos computadores de flujo; además, está instalado untablero de distribución en cada uno de los sistemas de medición, en cumplimiento de la Norma deReferencia NRF-083-PEMEX-2004 "Sistemas Electrónicos de Medición de Flujo para Hidrocarburos enFase Gaseosa", emitido por el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios el 16 de enero de 2005, vigente en el 2008 y al momento de la visita.F) Estación de Procesamiento y Manejo de Gas El RaudalEn la plataforma Lankahuasa se extrajeron de los pozos 1I, 1S, 2I, 2S, 11, 12, 21I, 21S y 22I23,516,384.9 mpc de gas húmedo en el 2008, equivalentes a un promedio de 64,252.4 millones depies cúbicos diarios (Mpcd) de gas no asociado, como se muestra a continuación:VOLUMEN DE GAS HÚMEDO AMARGO PRODUCIDOEN LA PLATAFORMA LANKAHUASA, 2008ProducciónPromediompcMesMpcdEnero 2,294,609.5 74,019.7Febrero 2,098,620.2 72,366.2Marzo 2,189,619.0 70,632.9Abril 2,048,409.8 68,280.3Mayo 2,053,735.2 66,249.5Junio 1,930,437.6 64,347.9Julio 1,943,878.4 62,705.8Agosto 1,902,687.3 61,377.0Septiembre 1,793,646.2 59,788.2Octubre 1,716,808.6 55,380.9Noviembre 1,758,179.7 58,606.0Diciembre 1,785,753.4 57,604.9Total 23,516,384.9 64,252.4FUENTE: Base de datos de extracción de gas natural noasociado (ZRPD3).409

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Se constató que la producción de la plataforma Lankahuasa se envía a la estación de procesamiento ymanejo de gas "El Raudal" mediante un gasoducto de 24 pulgadas de diámetro; en la estación sesepara, filtra y deshidrata el gas y se envía al entronque de 24 pulgadas de diámetro del gasoductoCactus-Reynosa, de acuerdo con el Diagrama de Tubería e Instrumentación núm. E-F-41209-1100-1-00025A "Estación de Proceso y Manejo de Gas El Raudal".Los volúmenes de gas natural no asociado proveniente de la plataforma Lankahuasa se cuantificanmediante un paquete de medición de gas natural (PA-3000), que cuenta con tres medidoresultrasónicos marca Controlotron, modelo System 1010GCS SonicGas, con capacidad de 100 millonesde pies cúbicos cada uno.Durante la visita se tomó lectura a los números de serie de los medidores ultrasónicos y secompararon con los consignados en los reportes de calibración de origen, emitidos por el área demedición de flujo del Southwest Research Institute (San Antonio, Texas), como se detalla acontinuación:COMPARATIVO DE LOS NÚMEROS DE SERIE DE LOS MEDIDORES ULTRASÓNICOSCON LOS REGISTRADOS EN LOS DICTÁMENES DE CALIBRACIÓNInstalaciónPatín demediciónTagReporte de calibraciónFechacalibraciónNúmero de serieVerificadoDictamen en campoEl Raudal PA-3000 MOV-3001 18.18031.01.052/ 03-56A 09/10/2003 U0069 U0069MOV-3002 18.18031.01.052/ 03-56B 09/10/2003 U0070 U0070MOV-300318.18031.01.052/ 03-56C 10/10/2003 U0071 U0071FUENTE: Información proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de la Subdirección de la RegiónNorte de PEP.Se constató que los medidores ultrasónicos instalados en el paquete de medición de gas natural (PA-3000), cumplieron con la Norma de Referencia NRF-081-PEMEX-2005 "Medición Ultrasónica deHidrocarburos en Fase Gaseosa", emitida por el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios el 12 de mayo de 2005, vigente en el 2008 y al momento de la visita.410

Sector EnergíaResultado Núm. 12Sin ObservacionesEn el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008 se reportaron 900,826,227.9 miles depesos de los Derechos sobre los Hidrocarburos, monto superior en 351,524,175.9 miles de pesos, el64.0% de la recaudación obtenida en el 2007 por 549,302,052.0 miles de pesos.Los 900,826,227.9 miles de pesos incluyeron 794,030,411.3 miles de pesos del Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos (DOSH), el 88.1% del total, conformados como sigue:RECAUDACIÓN NETA DE LOS DERECHOS SOBRE HIDROCARBUROS, 2008(Miles de pesos)Concepto Subtotal TotalIngresosEfectivo 900,826,227.9Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 794,030,411.3Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización 71,535,648.9Derecho Extraordinario sobre Exportación de Petróleo Crudo 33,640,332.7Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materiade Energía 1,582,491.0Derecho para la Fiscalización Petrolera 37,344.0Derecho Único sobre Hidrocarburos 0.0Menos devoluciones : 0.0Recaudación neta 900,826,227.9FUENTE: Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008.A fin de verificar el registro de la recaudación neta de los Derechos sobre los Hidrocarburos por900,826,227.9 miles de pesos, en la Administración de Cuenta Tributaria y Contabilidad de Ingresos"5" del Servicio de Administración Tributaria, se revisaron los Resúmenes de Ingresos Ley, las pólizasauxiliares globales diarias y las relaciones de operaciones de enero a diciembre de 2008.Se constató que en la cuenta núm. III-03-01 "Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos" se registraron794,030,411.3 miles de pesos, correspondientes a las claves de cómputo núms. 400199 "Pagosdefinitivos" y 400205 "Pagos provisionales", por 94,569,005.5 y 699,461,405.8 miles de pesos,respectivamente, esta última cifra incluyó anticipos diarios y semanales por 175,359,039.0 y183,755,212.0 miles de pesos, respectivamente, así como pagos por declaraciones mensuales por340,347,154.8 miles de pesos, enterados por Pemex Exploración y Producción (PEP) de enero anoviembre de 2008. Por lo anterior, el monto reportado en los Resúmenes de Ingresos Ley, las pólizasauxiliares globales diarias y en las relaciones de operaciones de 2008 coincidió con el presentado enel Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008, en cumplimiento de los artículos 89 y 91de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, 234 y 242 de su reglamento, así411

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008como de los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental "Base en Devengado" y"Cumplimiento de Disposiciones Legales".Conviene señalar que los montos de los anticipos diarios y semanales previstos en el artículo 7,fracción I, de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2008 se enteraron deenero a febrero y de abril a diciembre de 2008, ya que para marzo se modificaron mediante instruccióna PEP emitida por la Secretaría de Ingresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP),con el oficio núm. 102-K-019 del 29 de febrero de 2008, por lo que los anticipos diarios y semanales demarzo se enteraron de conformidad con el artículo 7, fracción I, en correlación con la fracción VII,párrafo tercero, de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2008.Resultado Núm. 13Sin ObservacionesSe verificó el registro contable de los Derechos a los Hidrocarburos que intervinieron en ladeterminación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, en la Administración de Cuenta Tributaria yContabilidad de Ingresos "5" del Servicio de Administración Tributaria, y se constató que en losResúmenes de Ingresos Ley (consolidación) de la Administración Local de Recaudación del Norte delDistrito Federal, en las cuentas núms. III-03-02 "Derechos sobre Hidrocarburos para el Fondo deEstabilización", III-03-03 "Derecho Extraordinario sobre Exportación de Petróleo Crudo", III-03-04"Derecho para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía", y III-03-05 "Derechopara la Fiscalización Petrolera" se reportaron 71,535,648.9; 33,640,332.7; 1,582,491.0, y 37,344.0miles de pesos, respectivamente. Conviene señalar que en la cuenta núm. III-03-06 "Derecho Únicosobre Hidrocarburos" no se reportaron ingresos correspondientes al ejercicio auditado.Estos pagos totalizaron 106,795,816.6 miles de pesos y coincidieron con los reportados en el EstadoAnalítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008, en cumplimiento de los artículos 89 y 91 de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, 234 y 242 de su reglamento, así como de losPostulados Básicos de Contabilidad Gubernamental "Base en Devengado" y "Cumplimiento deDisposiciones Legales".Resultado Núm. 14Sin ObservacionesSe comparó el monto del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) y del Derecho sobreExtracción de Petróleo Crudo (DESEP), del Derecho para Investigación Científica y Tecnológica enMateria de Energía (DEIME), del Derecho para la Fiscalización Petrolera (DFP) y del Derecho sobre412

Sector EnergíaHidrocarburos para el Fondo de Estabilización (DSHFE), los cuales intervienen en su determinación,reportados por Pemex Exploración y Producción en el renglón "Derechos", del estado de resultados delos estados financieros al 31 de diciembre de 2008 y 2007 por 761,683,139.5 miles de pesos, con elreportado en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008 por 900,826,227.9 miles depesos y se determinó una diferencia de más por 139,143,088.4 miles de pesos, que se concilió yaclaró como sigue:CONCILIACIÓN DE LOS DERECHOS SOBRE LOS HIDROCARBUROS REPORTADOSEN LOS ESTADOS FINANCIEROS Y EN EL ESTADO ANALÍTICO DE INGRESOSDE LA CUENTA PÚBLICA DE 2008(Miles de pesos)Concepto Parcial Subtotal TotalDeclaraciones de 2007 presentadas en 2008 118,634,980.7DEIME 136,612.6DSHFE 16,397,254.0DFP 8,506.1DOSH 94,569,005.5DESEP 7,523,602.5Reclasificaciones a ejercicios anteriores 1,497.0DOSH 1,497.0Saldos a favor 2007 y 2008 34,656,812.3DOSH 34,095,141.6DSHFE 57.7DEIME 5,155.7DESEP 556,457.3Subtotal 153,293,290.0Menos:Otros derechos que gravan hidrocarburos 1,635,513.6Otros impuestos y derechos 483,412.7Declaraciones presentadas en 2008 12,031,275.3DEIME 235,297.8DSHFE 11,791,271.6DFP 4,705.9Subtotal 14,150,201.6Total 139,143,088.4FUENTE: Declaraciones de los Derechos sobre los Hidrocarburos del ejercicio 2008 y 2007, estados financierosal 31 de diciembre de 2008 y 2007 y balanza de comprobación al 31 de diciembre de 2008.Por lo expuesto, se constató que las cifras correspondientes al DOSH y a los derechos que intervienenen su determinación se presentaron en los estados financieros al 31 de diciembre de 2008 y 2007 y enel Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008, de conformidad con los artículos 91 dela Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, 234 y 242 de su reglamento, así comode los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental "Base en Devengado", "Periodo Contable"y "Cumplimiento de Disposiciones Legales".413

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 6 observación(es) que generó(aron) 8 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 8 a Recomendación(es).DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con el DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos, cuyo objetivo consistió en fiscalizar que el Derecho Ordinario sobreHidrocarburos y los Derechos que intervienen para su determinación, se calcularon, enteraron yregistraron y presentaron en la Cuenta Pública, de acuerdo con las disposiciones legales y normativasaplicables, se determinó fiscalizar un monto de 794,030,411.3 miles de pesos, que representa el88.1% de los 900,826,227.9 miles de pesos, reportados en la Cuenta Pública de 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental, losordenamientos legales, las disposiciones normativas aplicables a la naturaleza de las operacionesrevisadas y a la normativa institucional para la fiscalización de la gestión gubernamental, las cualesrequieren que la auditoría sea planeada y desarrollada de tal manera que permita obtener unaseguridad razonable de que lo revisado, de acuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, nopresenta errores importantes. Esta auditoría se ejecutó mediante pruebas selectivas que se estimaronnecesarias. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sólo ala muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesal cálculo, entero y registro del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos y de los Derechos queintervienen en su determinación, respecto de las operaciones examinadas.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observaciones414

Sector Energíapreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.Con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-1347-2009 del 30 de diciembre de 2009, la Coordinación de laAtención de la Auditoría de Pemex Exploración y Producción (PEP) proporcionó el oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-573/2009 del 29 de diciembre de 2009, en relación con los resultados núms. 1, 6, 8 y 9.De los resultados núms. 1, 6 y 9, la Subgerencia Fiscal informó lo siguiente:"1. En el Diario Oficial de la Federación de fecha 13 de noviembre de 2008 se publico 'Decreto por elque se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo alrégimen fiscal de Petróleos Mexicanos' estableciendo en los artículos 257 Bis y 257 Ter lacreación de los derechos: sobre extracción de hidrocarburos (DSEH) y especial sobrehidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec.2. El 14 de noviembre de 2008 entró en vigor el decreto señalado en el punto anterior.3. En tales condiciones se tuvo que determinar la extracción de Chicontepec en base a unporcentaje.4. A fin de estar en posibilidades de determinar la extracción fiscal de Chicontepec y enconsecuencia el resto de los derechos que tributa PEP, entre los cuales se encuentra el DOSH,se está construyendo un sistema de producción fiscal que a la fecha no ha concluido.5. Tan pronto se tenga el sistema a que nos referimos en el punto 4 anterior, se procederá a laelaboración de la declaración complementaria respectiva".Del resultado núm. 8, la Subgerencia Fiscal informó lo siguiente:"Se revisó el cálculo de la deducción adicional de 0.50 dólares estadounidenses por millar de piecúbico extraído de gas natural no asociado por el ejercicio 2008 y se encontraron inconsistencias en sucálculo por lo que se procederá a hacer las correcciones correspondientes, los cuales serán corregidosen una declaración complementaria informativa, en adición a todo lo anterior también se concluyo quepor el ejercicio 2006 se deberá integrar la extracción de gas natural no asociado por los mismoscampos que sean afectos al Derecho Ordinario Sobre Hidrocarburos en el ejercicio 2008 y ladeducción se de sobre bases consistentes”.415

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Finalmente, con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-69-2010 del 18 de enero de 2010, la Gerencia deControl de Gestión de PEP proporcionó el oficio núm. PEP-SAF-GRF-CPF-SC-SF-021/2010 del 15 deenero de 2010, emitido por la Subgerencia Fiscal, con relación a los resultados núms. 5 y 8.Del resultado núm. 5, informó lo siguiente:"Con motivo de los cambios que ha sufrido el Régimen Fiscal del Organismo, se harán las gestionesconducentes para realizar los cambios a los procedimientos de los derechos en donde se contemple lautilización del correo electrónico como medio oficial de comunicación para la información de losdiferentes insumos que intervienen en el cálculo de dichos derechos".Del resultado núm. 8, informó lo siguiente:"Se volvió a realizar el cálculo de la deducción adicional de 0.50 dólares estadounidenses por millar depie cúbico extraído de gas natural no asociado por el ejercicio 2008 y dio como resultado unadeducción de 696,024.7 miles de pesos que difiere en 4,874.1 miles de pesos con lo determinado porla Auditoría Superior de la Federación en su observación, por lo que se está adjuntando cuadroresumen del cálculo realizado (ANEXO 1) para el análisis y evaluación de la entidad auditora y deestar de acuerdo, se procederá a presentar la declaración complementaria correspondiente".416

Sector EnergíaAnexo 1Cifras mensualesCONCEPTOUnidades Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicReal/pronóstico Real Real Real Real Real Real Real Real Real Real Real RealDías# 31 29 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31Acum.# 31 60 91 121 152 182 213 244 274 305 335 366Días 2006 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31Días Acum.2006 31 59 90 120 151 181 212 243 273 304 334 365Deducciónexceso degas/2006Gas natural noasociado 2006(mmpc) 70,168.90 133,547.30 203,716.30 271,621.70 341,790.60 409,696.10 479,865.00 550,034.00 617,939.40 688,108.30 756,013.70 826,182.70Gas natural noasociado(mmpc) 81,831.50 158,122.60 240,017.30 319,778.00 401,009.30 479,304.30 559,449.70 639,741.40 716,601.60 795,224.10 872,161.60 951,160.20Montoadicional alvolumen deextracción2006 diario(mmpc) 11,662.50 24,575.20 36,301.00 48,156.30 59,218.70 69,608.20 79,584.70 89,707.40 98,662.20 107,115.80 116,147.90 124,977.50Cuota unitariadol/mpc 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5Monto endólares mdol 5.8 12.3 18.2 24.1 29.6 34.8 39.8 44.9 49.3 53.6 58.1 62.5tipo de cambio 10.9 10.9 10.8 10.7 10.7 10.6 10.6 10.5 10.5 10.7 10.9 11.1Monto enpesos (mm$) 63.6622 133.36 196.2341 258.6138 316.3255 369.7865 420.5455 471.3184 518.8894 574.0765 634.841 696.0248417

418Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008

Sector EnergíaVII.1.7.4.7.Auditoría:Derechos Especiales en el Paleocanal de Chicontepec y en Aguas Profundas08-1-18T4L-02-0306Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar que el Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos y los Derechos Especiales sobreHidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec y en Aguas Profundas se calcularon,enteraron, registraron y presentaron en la Cuenta Pública, de conformidad con las disposicioneslegales y normativas.AlcanceUniverso Seleccionado:1,635,513.7 miles de pesosMuestra Auditada:1,635,513.7 miles de pesosEl 13 de noviembre de 2008 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Decreto por el que seReforman y Adicionan Diversas Disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al RégimenFiscal de Petróleos Mexicanos; que incluyó los Derechos sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH),Especial sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC) y Especialsobre Hidrocarburos para Campos en Aguas Profundas (DESHAP); se determinó revisar 1,635,513.7miles de pesos, integrados por 424,309.5 miles de pesos del DSEH y 1,211,204.2 miles de pesos delDESHPC, del DESHAP no hubo pagos en 2008.419

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Áreas RevisadasLa Gerencia de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas, así como lascoordinaciones de Planeación y Evaluación y de Operación de Pozos e Instalaciones del ActivoIntegral Aceite Terciario del Golfo, pertenecientes a Pemex Exploración y Producción.Procedimientos de Auditoría1. Verificar que la integración y valoración de los volúmenes de extracción de petróleo crudo y gasnatural para la determinación del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos y los DerechosEspeciales sobre Hidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec y en AguasProfundas se calcularon de conformidad con la Ley Federal de Derechos.2. Verificar que las deducciones aplicadas para la determinación de los Derechos Especiales sobreHidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec y en Aguas Profundas secalcularon de conformidad con la Ley Federal de Derechos, la Ley del Impuesto Sobre la Renta,el Código Fiscal de la Federación y los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental.3. Verificar en visita de campo, que los instrumentos utilizados en el ejercicio 2008 para la mediciónde petróleo crudo y gas natural cumplieron con las especificaciones técnicas y normativasestablecidas en las Normas de Referencia emitidas por Pemex Exploración y Producción, con elManual del Petróleo, emitido por el Instituto Americano del Petróleo, con la Norma AGA 3 emitidapor la Asociación Americana de Gas, la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y la Ley deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.4. Verificar que la determinación y pago del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos, y losDerechos Especiales sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec y enAguas Profundas se efectuó de conformidad con la Ley Federal de Derechos, la Ley del ImpuestoSobre la Renta, el Código Fiscal de la Federación y los Postulados Básicos de ContabilidadGubernamental.5. Verificar el registro contable de los derechos realizado por PEP y por la Administración delCentro Contable del Servicio de Administración Tributaria (SAT), así como su presentación en elEstado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008, de conformidad con la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria, el Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental.420

Sector EnergíaResultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1 Observación Núm. 1Con motivo del Decreto por el que se Reforman y Adicionan Diversas Disposiciones de la Ley Federalde Derechos, relativo al Régimen Fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el Diario Oficial de laFederación el 13 de noviembre de 2008 se reformó el artículo 261, párrafos primero y segundo y seadicionaron los artículos 257 Bis, 257 Ter, 257 Quáter, 257 Quintus; 257 Sextus; 258 Bis y 259 Bis, enlos que destaca la entrada en vigor de los Derechos sobre Extracción de Hidrocarburos, Especialsobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec y Especial sobre Hidrocarburospara Campos en Aguas Profundas.En términos generales, su determinación se define como sigue:a) Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH).El artículo 257 Bis, párrafos primero y segundo, establece que por la extracción de petróleocrudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y de los campos enAguas Profundas, Pemex Exploración y Producción (PEP) estará obligado al pago anual delDSEH, y para calcular el pago anual de ese derecho se deberá aplicar la tasa quecorresponda conforme a la tabla contenida en el mismo artículo (del 10.0 al 20.0%), según elrango en el que se ubique el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudoexportado, al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año de los camposen el Paleocanal de Chicontepec y de los campos en Aguas Profundas, incluyendo elconsumo que de estos productos efectúe PEP, así como las mermas por derramas o quemade dichos productos.b) Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec(DESHPC).El artículo 257 Ter, párrafos primero y segundo, señala que por la extracción de petróleocrudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, PEP estará obligado alpago anual del DESHPC, que se calculará aplicando la tasa del 71.5% a la diferencia queresulte entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año de los camposen el Paleocanal de Chicontepec, incluyendo el consumo que de estos productos efectúePEP, así como las mermas por derramas o quema de dichos productos, y las deduccionespermitidas en ese artículo.421

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Para su determinación se deben deducir, entre otros conceptos, la parte del DSEH a que serefiere el artículo 257 Bis de la Ley Federal de Derechos, que corresponda al valor de loshidrocarburos extraídos de los campos en el Paleocanal de Chicontepec.c) Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en Aguas Profundas (DESHAP).El artículo 257 Quáter, párrafos primero y tercero, establece que por la extracción de petróleocrudo y gas natural de los campos en Aguas Profundas, PEP estará obligado al pago anualdel DESHAP, que se calculará aplicando la tasa que corresponda conforme a la tablacontenida en el mismo artículo (del 60.0 al 71.5%), según el rango en el que se ubique elprecio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo exportado, a la diferencia queresulte entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año de cadacampo en aguas profundas, incluyendo el consumo que de estos productos efectúe PEP, asícomo las mermas por derramas o quema de productos, y las deducciones permitidas en eseartículo.Para su determinación se deben deducir, entre otros conceptos, la parte del DSEH a que serefiere el artículo 257 Bis de la Ley Federal de Derechos, que corresponda al valor de loshidrocarburos extraídos en el campo de que se trate.Al 31 de diciembre de 2008, PEP no tiene reportada producción de petróleo crudo y gas naturalasociado de campos en aguas profundas (tirantes de agua mayores a 500 metros), ya que informó queúnicamente se han realizado trabajos de exploración y perforación de pozos exploratorios en los tresproyectos que se contemplan como aguas profundas: Golfo de México Sur, Golfo de México B y ÁreaPerdido, por lo que en el caso del DESHAP presentó la declaración en ceros; cabe señalar que estasituación prevaleció a la fecha de la revisión.Conforme a lo informado por PEP, para la determinación del DSEH y el DESHPC, en sus sistemas nofue posible identificar los volúmenes de extracción de hidrocarburos de los campos en el Paleocanalde Chicontepec y las deducciones autorizadas, ya que con motivo de las reformas a la Ley Federal deDerechos se hizo necesario que ese organismo identificara para cada uno de los derechos tributarioslos campos de extracción de petróleo crudo y gas natural, a fin de cuantificar el volumen de extracciónde estos productos, así como los costos, gastos e inversiones correspondientes, lo que requería de lamodificación de sus sistemas operativos y contables, para su cumplimiento.Cabe señalar que desde el 30 de septiembre de 2008, PEP formó una mesa de producción integradade manera multidisciplinaria, por las Gerencias de Operaciones, de Recursos Financieros, dePlaneación Operativa, de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Región Norte, así como de422

Sector EnergíaTransporte y Distribución de Hidrocarburos Región Sur (“mesa de producción multidisciplinaria”), con elpropósito de establecer la producción fiscal por campo de los diferentes regímenes tributarios a quePEP está sometido.Para presentar las declaraciones de noviembre y diciembre de 2008, PEP decidió segmentar laproducción nacional en dos partes, la producción aplicable al Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos(DOSH) y la correspondiente al DESHPC, mediante la aplicación de factores. PEP informó que estosfactores se determinaron tomando como base la información proporcionada por la “mesa deproducción multidisciplinaria” (información estimada de volúmenes de petróleo crudo y gas naturalasociado), donde se dividió la producción de petróleo crudo y gas natural asociado en dos periodos,uno del 1 al 13 de noviembre (para el DOSH) y el siguiente del 14 al 30 del mismo mes (DOSH yDESHPC).PEP señaló que los trabajos de la “mesa de producción multidisciplinaria” deberán concluir con laentrega de un sistema que determine la producción fiscal por campo, régimen fiscal y nacional. Ladeterminación abarcará un histórico a partir del ejercicio 2008, lo que podrá implicar ajustes en ladistribución de los volúmenes de extracción con el impacto fiscal correspondiente.Además, PEP informó que el sistema en el que está trabajando también proporcionará lasdeducciones fiscales conforme a la Ley Federal de Derechos; además, se efectuarán los ajustesfiscales y presentarán las declaraciones complementarias que correspondan de conformidad con lanormativa.Cabe señalar que con el oficio núm. GEFIS-05-1434/2008 del 18 de diciembre de 2008, PetróleosMexicanos (PEMEX) solicitó autorización ante la Administración Central de Normatividad de GrandesContribuyentes del Servicio de Administración Tributaria (SAT) para que “Se autorice a PetróleosMexicanos para que por conducto de Pemex Exploración y Producción (PEP), determine el entero delDerecho sobre Extracción de Hidrocarburos, Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos enel Paleocanal de Chicontepec y Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en AguasProfundas, durante los ejercicios fiscales de 2008 y 2009, conforme a los volúmenes de extraccióndisponibles que registran sus sistemas operativos, en la inteligencia de que una vez que PEP hayarealizado las adecuaciones a sus sistemas conforme al requerimiento de la Ley Federal de Derechos,o sea, contemplando los costos, gastos e inversiones por cada campo, presentará las declaracionescomplementarias con los ajustes correspondientes”.En respuesta, con el oficio núm. 900 02 04 02-2009-124 del 20 de febrero de 2009, la Administraciónde Normatividad de Grandes Contribuyentes “4” del SAT autorizó a PEMEX para que, por conducto dePEP, determinara el entero de dichos derechos, conforme a los volúmenes que registraran sus423

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008sistemas operativos, en el entendido de que una vez realizadas las adecuaciones necesarias a dichossistemas se ajustaran las cifras y presentaran las declaraciones complementarias quecorrespondieran; dicha autorización comprendió el periodo de noviembre de 2008 a junio de 2009.Además, con el oficio núm. GEFIS-05-0669/2009 del 12 de junio de 2009 PEMEX solicitó a laAdministración Central de Normatividad de Grandes Contribuyentes del SAT, autorización de prórrogaal 31 de diciembre de 2009 para determinar, por conducto de PEP, el entero del DSEH, el DESHPC yel DESHAP durante los ejercicios fiscales de 2008 y 2009, conforme a los volúmenes de extraccióndisponibles que registraban sus sistemas operativos, en la inteligencia de que una vez que PEPconcluyera las adecuaciones a sus sistemas para cumplir con lo exigido en la Ley Federal deDerechos, es decir, contemplando los costos, gastos e inversiones por cada campo, presentaría lasdeclaraciones complementarias correspondientes. Con el oficio número 900 03-01-2009-49986 del 27de noviembre de 2009, la Administración de Normatividad Internacional “1” de la AdministraciónCentral de Normatividad Internacional adscrita a la Administración General de Grandes Contribuyentesdel Servicio de Administración Tributaria resolvió no autorizar la prórroga solicitada hasta el 31 dediciembre de 2009, en virtud de que dicha unidad administrativa considera que la demora en laadecuación de los sistemas de referencia es imputable a PEP.Conforme a lo expuesto, PEP no determinó los importes definitivos de producción de petróleo crudo ygas natural extraídos de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, ni de las deducciones de laparte de los Derechos para la Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía, para laFiscalización Petrolera y sobre Extracción de Hidrocarburos, que corresponda con el valor de loshidrocarburos extraídos del campo de que se trate; asimismo, no determinó las deducciones porconcepto de inversiones, costos y gastos, ya que calculó y pagó el DSEH y el DESHPC con cifrasestimadas, en incumplimiento de los artículos 257 Bis, 257 Ter y 258 Bis, fracción II, de la Ley Federalde Derechos, 31, fracción IV, de la Ley del Impuesto Sobre la Renta y del Postulado Básico deContabilidad Gubernamental “Cumplimiento de Disposiciones Legales”, vigentes en 2008.El 30 de noviembre de 2009, PEP informó que la extracción de Chicontepec se determinó con base enun porcentaje; y a fin de estar en posibilidades de determinar la extracción fiscal de Chicontepec, estáconstruyendo un sistema de producción fiscal que no ha concluido; asimismo, que para estar enposibilidades de determinar las deducciones se está desarrollando un sistema de deducibles fiscal queno ha concluido y que tan pronto se tengan los sistemas referidos, se procederá a la elaboración de lasdeclaraciones complementarias respectivas.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 30 dediciembre de 2009, PEP informó lo siguiente:424

Sector Energía1. “En el Diario Oficial de la Federación de fecha 13 de noviembre de 2008 se publicó el ‘Decretopor el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos,relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos’ estableciendo en los artículos 257 Bis y 257Ter la creación de los derechos: sobre extracción de hidrocarburos (DSEH) y especial sobrehidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC).2. El 14 de noviembre de 2008 entró en vigor el decreto señalado en el punto anterior.3. En tales condiciones se tuvo que determinar la extracción de Chicontepec en base a unporcentaje.4. A fin de estar en posibilidades de determinar la extracción fiscal de Chicontepec y enconsecuencia el resto de los derechos que tributa PEP, se está construyendo un sistema deproducción fiscal que a la fecha no ha concluido.5. A fin de estar en posibilidades de determinar las deducciones, se está desarrollando unsistema de deducibles fiscal que a la fecha no ha concluido.6. Tan pronto se tengan los sistemas a que nos referimos en los puntos 4 y 5 anteriores, seprocederá a la elaboración de las declaraciones complementarias respectivas.”Acción Promovida08-1-18T4L-02-0306-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca los sistemas de información que lepermitan identificar con precisión el volumen de producción y las deducciones aplicables a ladeterminación del Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal deChicontepec y el Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en Aguas Profundas, encumplimiento de los artículos 257 Bis, 257 Ter, 257 Quáter y 258 Bis, fracción II, de la Ley Federal deDerechos, y 31, fracción IV, de la Ley del Impuesto Sobre la Renta y del Postulado Básico deContabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".425

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 2Sin ObservacionesA fin de verificar la integración de los volúmenes de extracción de petróleo crudo utilizados paracalcular la base fiscal para determinar el Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH) y elDerecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC), seanalizó la base de datos de la extracción de petróleo crudo del 2008 (ZRPD 1), proporcionada por laSubdirección de Distribución y Comercialización de Pemex Exploración y Producción (PEP), y sedeterminó lo siguiente:PRODUCCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDO POR REGIÓN, 2008(Miles de barriles)Mes Marina Noreste Marina Suroeste Sur Norte SumaEnero 59,633.5 15,384.0 13,972.0 2,684.5 91,674.0Febrero 55,066.1 14,296.4 13,050.3 2,540.5 84,953.3Marzo 56,438.1 15,343.1 13,829.4 2,659.8 88,270.4Abril 53,904.4 13,286.1 13,239.8 2,570.1 83,000.4Mayo 55,162.7 14,896.7 13,871.6 2,802.6 86,733.6Junio 52,689.1 16,078.1 13,806.3 2,603.2 85,176.7Julio 53,043.1 16,098.8 14,490.2 2,625.3 86,257.4Agosto 52,856.5 15,636.2 14,366.7 2,666.7 85,526.1Septiembre 50,178.8 14,901.4 13,977.5 2,617.2 81,674.9Octubre 52,414.2 15,763.2 14,612.8 2,687.4 85,477.6Noviembre 49,375.8 15,380.1 13,922.4 2,648.8 81,327.1Diciembre 50,702.3 16,027.8 14,729.2 2,769.0 84,228.3Total 641,464.6 183,091.9 167,868.2 31,875.1 1,024,299.8FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de crudo, 2008 (ZRPD1).Para determinar la producción que PEP consideraría para presentar las declaraciones de noviembre ydiciembre de 2008, la producción nacional se distribuyó en dos partes, una parte para el DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos (DOSH) y la otra para el DESHPC mediante la aplicación de factores,como se muestra a continuación:426

Sector EnergíaFACTORES DE DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN PARA LA DETERMINACIÓNDEL DOSH Y EL DESHPC, NOVIEMBRE Y DICIEMBRE, 2008Tipo de crudo DOSH DESHPCSuperligero 100.00 0.00Ligero 98.27 1.73Pesado 98.28 1.72Corrientes Ligero 100.00 0.00Corrientes Pesado 100.00 0.00FUENTE: Oficio núm. PEP-SAF-GCG-899/2009 del 9 de septiembre de 2009, emitido porla Gerencia de Control de Gestión de PEP.La entidad fiscalizada informó que estos factores fueron determinados por la “mesa de producciónmultidisciplinaria” y se tomó como base la información estimada de volúmenes de petróleo crudo y gasnatural asociado, en la cual se dividió la producción en dos periodos, uno del 1 al 13 de noviembre(para el DOSH) y del 14 al 30 del mismo mes (DOSH y DESHPC), en ambos casos de 2008.Con estos factores se determinó la producción correspondiente a cada derecho, como se muestra acontinuación:DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEOCRUDO PARA DETERMINAR EL DOSH Y EL DESHPC, 2008(Miles de barriles)Mes DOSH DESHPC SumaEnero 91,674.0 91,674.0Febrero 84,953.3 84,953.3Marzo 88,270.4 88,270.4Abril 83,000.4 83,000.4Mayo 86,733.6 86,733.6Junio 85,176.7 85,176.7Julio 86,257.4 86,257.4Agosto 85,526.1 85,526.1Septiembre 81,674.9 81,674.9Octubre 85,477.6 85,477.6Noviembre 80,605.0 722.1 81,327.1Diciembre 82,896.1 1,332.2 84,228.3Total 1,022,245.5 2,054.3 1,024,299.8FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de crudo, 2008 ydeclaraciones de noviembre y diciembre del mismo año.El Paleocanal de Chicontepec está ubicado al norte del estado de Veracruz y al oriente del estado dePuebla, en la planicie costera del Golfo de México, está formado por todos aquellos pozos que427

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008correspondan a las formaciones geológicas de Chicontepec Medio e Inferior de la Edad PaleocenoSuperior, Chicontepec Superior de Edad Eoceno Inferior y Tantoyuca de Edad Eoceno Superior.El Paleocanal de Chicontepec pertenece administrativamente a la Región Norte de PEP, la cual hastajulio de 2007 estaba formada por los activos integrales Poza Rica Altamira (AIPRA), Veracruz yBurgos. Para la administración del Paleocanal de Chicontepec, en la Sesión Ordinaria núm. 117 delConsejo de Administración de PEP, celebrada el 1 de agosto de 2007, mediante el acuerdo númeroCAPEP-078/2007, se constituyó el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG), por lo que laRegión Norte quedó formada por los cuatro activos integrales.Conviene mencionar que el AIATG se formó a partir del AIPRA, ya que los campos, pozos einfraestructura que actualmente pertenecen al AIATG originalmente eran parte del AIPRA.En el 2008, la producción de petróleo crudo en la Región Norte correspondió a la del AIPRA y a la delActivo Integral Veracruz, la producción mensual de petróleo crudo de esa región se muestra acontinuación:PRODUCCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDOREGIÓN NORTE, 2008(Miles de barriles)Mes AIPRA Veracruz SumaEnero2,616.2 68.3 2,684.5Febrero 2,478.9 61.6 2,540.5Marzo 2,592.1 67.7 2,659.8Abril 2,509.0 61.1 2,570.1Mayo 2,739.4 63.2 2,802.6Junio 2,547.4 55.8 2,603.2Julio 2,563.4 61.9 2,625.3Agosto 2,600.6 66.1 2,666.7Septiembre 2,548.1 69.1 2,617.2Octubre 2,638.1 49.3 2,687.4Noviembre 2,585.9 62.9 2,648.8Diciembre 2,705.3 63.7 2,769.0Total 31,124.4 750.7 31,875.1FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de crudo, 2008.Cabe señalar que para julio de 2009 la “mesa de producción multidisciplinaria” que determinó losvolúmenes del AIATG para noviembre y diciembre de 2008 había modificado el Sistema Nacional deInformación de la Producción (SNIP), lo que permitió determinar un histórico que incluyó el ejercicio2008; PEP informó que con estos ajustes en la distribución de los volúmenes del AIPRA y del AIATGse podría ajustar la producción para determinar el impacto fiscal a partir de 2008.428

Sector EnergíaDurante la visita realizada por la Auditoría Superior de la Federación, en agosto y septiembre de 2009,a las instalaciones del AIATG, la Unidad de Control de Gestión de la Subdirección de la Región Norteproporcionó el Reporte Diario de Producción de Aceite y Gas para noviembre y diciembre de 2008,proveniente del SNIP, que presentó una producción de 1,446.4 miles de barriles del 14 de noviembreal 31 de diciembre de 2008. Ese reporte se generó a partir del registro histórico de los pozos, una vezdefinidos qué pozos pertenecen al AIATG, pero las cifras no son definitivas.Conforme a lo expuesto, la información empleada por PEP para obtener los volúmenes de extracciónde petróleo crudo que sirvieron para calcular la base fiscal para determinar el DSEH y el DESHPC, fueestimada y provino de sus sistemas operativos, los cuales a la entrada en vigor de esos derechos (14de noviembre de 2008), no tenían separada la producción del AIATG de la del AIPRA ni la base de lospozos pertenecientes al AIATG. Al respecto, en el Resultado núm. 1 de este informe se presentan laobservación y acción promovida correspondientes.Resultado Núm. 3Sin ObservacionesA fin de verificar la integración de los volúmenes de producción de gas natural extraído que sirvieronpara calcular la base fiscal del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH) y del DerechoEspecial sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC), se analizó labase de datos de la extracción de gas asociado de 2008 (ZRPD 2), proporcionada por la Subdirecciónde Distribución y Comercialización de Pemex Exploración y Producción (PEP) y se determinó losiguiente:PRODUCCIÓN MENSUAL DE GAS NATURAL ASOCIADO POR REGIÓN, 2008(Miles de pies cúbicos)Mes Marina Noreste Marina Suroeste Sur Norte SumaEnero 51,119,296.0 30,156,256.2 35,331,936.0 4,111,222.1 120,718,710.3Febrero 46,236,789.9 28,509,173.9 34,626,900.8 4,008,829.7 113,381,694.3Marzo 52,485,999.6 31,549,729.9 36,885,919.5 4,256,610.3 125,178,259.3Abril 53,219,498.7 28,319,687.1 36,039,770.7 4,067,679.6 121,646,636.1Mayo 57,315,070.6 31,078,778.5 38,418,656.2 4,326,447.9 131,138,953.2Junio 58,141,307.7 33,062,778.5 36,964,400.4 4,134,731.7 132,303,218.3Julio 57,776,642.3 32,734,263.1 39,097,038.7 4,204,086.9 133,812,031.0Agosto 59,316,221.3 32,345,717.0 39,866,421.6 4,199,719.7 135,728,079.6Septiembre 58,868,204.2 31,136,581.5 39,704,149.4 4,045,419.8 133,754,354.9Octubre 66,585,713.8 32,138,673.1 40,947,600.3 4,382,947.7 144,054,934.9Noviembre 64,850,993.1 31,013,626.4 39,545,677.5 4,812,680.5 140,222,977.5Diciembre 69,974,314.9 32,326,653.0 41,634,963.2 5,186,745.5 149,122,676.6Total 695,890,052.1 374,371,918.2 459,063,434.3 51,737,121.4 1,581,062,526.0FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de gas natural asociado, 2008.429

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Para determinar la producción que PEP consideraría en la presentación de las declaraciones denoviembre y diciembre de 2008, se distribuyó la producción nacional en dos partes, una para elDerecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) y otra para el DESHPC, mediante factores, como semuestra a continuación:FACTORES PARA LA DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN PARALA DETERMINACIÓN DEL DOSH Y EL DESHPC, NOVIEMBRE Y DICIEMBRE, 2008Tipo de gas DOSH DESHPCAsociado 98.21 1.79No asociado 100.00 0.00FUENTE: Oficio núm. PEP-SAF-GCG-899/2009 del 9 de septiembre de 2009, emitido porla Gerencia de Control de Gestión de PEP.Estos factores fueron determinados por la “mesa de producción multidisciplinaria”, considerando lamisma metodología que para el petróleo crudo, es decir, PEP dividió la producción de gas naturalasociado en dos periodos, uno del 1 al 13 de noviembre de 2008, únicamente para el DOSH, y otro del14 al 30 del mismo mes y año para el DOSH y el DESHPC.Con estos factores se determinó la producción correspondiente a cada derecho, y se aplicaron a labase de producción acumulada sin CO2 (Dióxido de Carbono), de acuerdo con el artículo 258, párrafotercero, de la Ley Federal de Derechos, como se muestra a continuación:430

Sector EnergíaDISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL (SIN CO2) DE GASNATURAL ASOCIADO PARA DETERMINAR EL DOSH Y EL DESHPC, 2008(Miles de pies cúbicos)Mes DOSH DESHPC SumaEnero 120,245,648.9 120,245,648.9Febrero 112,830,202.4 112,830,202.4Marzo 124,548,101.6 124,548,101.6Abril 121,025,816.2 121,025,816.2Mayo 130,518,800.3 130,518,800.3Junio 131,743,941.5 131,743,941.5Julio 133,243,184.8 133,243,184.8Agosto 135,077,189.5 135,077,189.5Septiembre 133,294,015.0 133,294,015.0Octubre 143,554,448.2 143,554,448.2Noviembre 138,355,937.3 1,417,771.0 139,773,708.3Diciembre 145,930,721.5 2,659,769.0 148,590,490.5Total1,570,368,007.2 4,077,540.0 1,574,445,547.2FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de gas natural asociado, 2008, Balancepor Tipo de Gas (Asociado y No Asociado) y declaraciones de noviembre y diciembrede ese mismo año.Cabe señalar que la producción total de 1,574,445,547.2 miles de pies cúbicos que se presentan en elcuadro difiere en 6,616,978.8 miles de pies cúbicos de menos en relación con los 1,581,062,526.0miles de pies cúbicos presentados en el cuadro “Producción Mensual de Gas Natural Asociado porRegión, 2008” que se presentó al inicio de este resultado, debido a que la primera cifra no contiene elvolumen de CO2 que es retirado en el procesamiento del gas natural asociado.Durante 2008 a la Región Norte de PEP correspondió la producción de gas natural asociado del ActivoIntegral Poza Rica Altamira (AIPRA) y del Activo Integral Veracruz, la producción acumulada de estaregión se muestra a continuación:431

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PRODUCCIÓN MENSUAL DE GAS NATURAL ASOCIADOREGIÓN NORTE, 2008(Miles de pies cúbicos)MesAIPRA Veracruz SumaEnero4,074,937.9 36,284.2 4,111,222.1Febrero 3,976,177.5 32,652.2 4,008,829.7Marzo 4,220,171.1 36,439.2 4,256,610.3Abril 4,034,106.4 33,573.2 4,067,679.6Mayo 4,291,945.7 34,502.2 4,326,447.9Junio 4,104,571.5 30,160.2 4,134,731.7Julio 4,171,656.7 32,430.2 4,204,086.9Agosto 4,168,133.5 31,586.2 4,199,719.7Septiembre 4,010,827.6 34,592.2 4,045,419.8Octubre 4,359,122.6 23,825.1 4,382,947.7Noviembre 4,781,460.3 31,220.2 4,812,680.5Diciembre 5,152,747.3 33,998.2 5,186,745.5Total 51,345,858.1 391,263.3 51,737,121.4FUENTE: Base de datos de los volúmenes de extracción de gas natural asociado, 2008.Durante la visita realizada por la Auditoría Superior de la Federación, en agosto y septiembre de 2009,a las instalaciones del AIATG, la Unidad de Control de Gestión de la Subdirección de la Región Norteproporcionó el Reporte Diario de Producción de Aceite y Gas para noviembre y diciembre de 2008,generado del Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP) que presentó una producciónde 3,556,190.0 miles de pies cúbicos del 14 de noviembre al 31 de diciembre de 2008. Este reporte serealizó a partir del registro histórico de los pozos, una vez que se definieron qué pozos pertenecen alAIATG, pero las cifras no son definitivas.Conforme a lo expuesto, la información empleada por PEP para obtener los volúmenes de extracciónde gas natural asociado que sirvieron para calcular la base fiscal para determinar el DSEH y elDESHPC, fue estimada y provino de sus sistemas operativos, los cuales a la entrada en vigor de esosderechos (14 de noviembre de 2008), no tenían separada la producción del AIATG de la del AIPRA, yla base de los pozos pertenecientes al AIATG. Al respecto, en el Resultado núm. 1 se presentan laobservación y acción promovida correspondientes.Resultado Núm. 4 Observación Núm. 1A fin de verificar el cálculo y pago del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH) y delDerecho Especial sobre Hidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC), serevisaron los papeles de trabajo y declaraciones de pagos provisionales y anuales correspondientes anoviembre y diciembre del ejercicio de 2008; se constató que a partir de la producción de 2,054.3 miles432

Sector Energíade barriles de petróleo crudo y de 4,077,540.0 miles de pies cúbicos de gas natural asociado, ytomando en consideración los precios promedio ponderados de barril del petróleo crudo y de gas,Pemex Exploración y Producción (PEP) determinó el valor del petróleo crudo y gas natural en2,121,547.3 miles de pesos, conforme a lo siguiente:DETERMINACIÓN DEL DERECHO SOBRE EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROSConceptoValor del petróleo crudo y gasnatural de los campos en elPaleocanal de Chicontepec.(Miles de pesos)NoviembreDiciembreAcumuladoAnualAcumulado789,517.4 2,121,547.3 2,121,547.3x Tasa 20.0% 20.0% 20.0%= Derecho determinado 157,903.5 424,309.5 424,309.5- Pago provisionales anteriores 0.0 157,903.5 424,309.5= Derecho a cargo 157,903.5 266,406.0 0.0FUENTE: Papeles de trabajo y declaraciones de pagos provisionales y anuales denoviembre y diciembre de 2008.Como se muestra en el cuadro, resultó un derecho a cargo de 157,903.5 miles de pesos paranoviembre y de 266,406.0 miles de pesos para diciembre de 2008, una vez aplicada la tasa de 20.0%establecida en el artículo 257 Bis de la Ley Federal de Derechos.En relación con el cálculo del DESHPC, se determinó lo siguiente:433

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008DETERMINACIÓN DEL DERECHO ESPECIAL SOBRE HIDROCARBUROS PARA CAMPOSEN EL PALEOCANAL DE CHICONTEPEC(Miles de pesos)Concepto Noviembre Diciembre AnualValor del petróleo crudo y gas natural extraído de los camposen el Paleocanal de Chicontepec 789,517.4 2,121,547.3 2,121,547.3- Deducciones permitidasInversiones 0.0 0.0 0.0Costos 0.0 0.0 0.0Gastos 0.0 0.0 0.0Parte del Derecho para la Investigación Científica yTecnológica 0.0 3,182.3 3,182.3Parte del Derecho para la Fiscalización Petrolera 0.0 63.7 63.7Parte del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos 0.0 424,309.4 424,309.4= Base Fiscal 789,517.4 1,693,991.9 1,693,991.9x Tasa 71.5% 71.5% 71.5%= Derecho determinado 564,504.9 1,211,204.2 1,211,204.2- Pago provisionales anteriores 0.0 564,504.9 1,211,204.2= Derecho a cargo 564,504.9 646,699.3 0.0FUENTE: Papeles de trabajo y declaraciones de pagos provisionales de noviembre y diciembre de 2008 yanuales.Como se muestra en el cuadro, para noviembre de 2008 el valor del volumen de petróleo crudo y gasnatural fue de 789,517.4 miles de pesos, importe que se utilizó como base fiscal, debido a que no hubodeducciones y resultó un derecho a cargo por 564,504.9 miles de pesos, una vez aplicada la tasa de71.5% establecida en el artículo 257 Ter de la Ley Federal de Derechos.Para diciembre de 2008, el valor del petróleo crudo y gas natural fue de 2,121,547.3 miles de pesos, alos cuales PEP dedujo 3,182.3, 63.7 y 424,309.4 miles de pesos correspondientes a la parte de losDerechos para la Investigación Científica y Tecnológica, para la Fiscalización Petrolera y sobreExtracción de Hidrocarburos, respectivamente, que corresponde al valor de los hidrocarburos extraídosde los campos en el Paleocanal de Chicontepec (cifras estimadas con base en los factores dedistribución de la producción determinados por PEP), la entidad fiscalizada no dedujo inversiones,costos ni gastos; resultó una base fiscal de 1,693,991.9 miles de pesos y se determinó el DESHPC acargo por 646,699.3 miles de pesos con la misma tasa referida en el párrafo anterior.Las declaraciones de pagos provisionales y anuales contienen los pagos de 157,903.5 y 266,406.0miles de pesos de noviembre y diciembre de 2008, respectivamente, por concepto del DSEH, y de564,504.9 y 646,699.3 miles de pesos del DESHPC por los mismos meses, así como el entero enceros para el DESHAP, como sigue:434

Sector EnergíaDECLARACIONES PRESENTADAS POR PEP CORRESPONDIENTESAL EJERCICIO FISCAL DE 2008(Miles de pesos)NormalesConceptoNoviembre¹Diciembre²TotalDSEH 157,903.5 266,406.0 424,309.5DESHPC 564,504.9 646,699.3 1,211,204.2DESHAP 0.0 0.0 0.0Total 722,408.4 913,105.3 1,635,513.7FUENTE: Pagos Provisionales y declaraciones anuales normales yComplementarias proporcionadas por la Gerencia de RecursosFinancieros.(1) De noviembre pagadas en diciembre 2008.(2) De diciembre pagadas en enero 2009.Se presentaron nueve declaraciones normales correspondientes a 2008, de ellas, seis son mensualesy tres anuales, y se presentaron en tiempo, en cumplimiento de los artículos 257 Bis, párrafos cuarto ysexto, 257 Ter, párrafo primero, 257 Quáter, párrafo segundo, y 257 Quintus, párrafo primero, de laLey Federal de Derechos.Además, PEP presentó declaraciones complementarias en agosto de 2009, debido que la “mesa deproducción multidisciplinaria” logró estimar de mejor forma los volúmenes de petróleo crudo y gasnatural. Con estas declaraciones complementarias se modificaron las presentadas previamente, por loque el DSEH quedó en 158,842.7 y 289,480.1 miles de pesos, de noviembre y diciembre de 2008,respectivamente, y el DESHPC en 454,290.0 y 715,259.5 miles de pesos del mismo periodo,incluyendo el entero en ceros del DESHAP.435

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008DECLARACIONES COMPLEMENTARIAS CORRESPONDIENTESAL EJERCICIO FISCAL DE 2008(Miles de pesos)NormalesConceptoNoviembre¹Diciembre¹TotalDSEH 158,842.7 289,480.1 448,322.8DESHPC 454,290.0 715,259.5 1,169,549.5DESHAP 0.0 0.0 0.0Total 613,132.7 1,004,739.6 1,617,872.3FUENTE: Pagos Provisionales y declaraciones anuales normales yComplementarias proporcionadas por la Gerencia de RecursosFinancieros.(1) De noviembre y diciembre de 2008, pagadas en agosto de 2009.PEP señaló que los trabajos de la “mesa de producción multidisciplinaria” deberán concluir con laentrega de un sistema que determine la producción fiscal por campo, régimen fiscal y nacional, y ladeterminación abarcará un histórico a partir del ejercicio 2008, lo que podrá implicar ajustes en ladistribución de los volúmenes de extracción con el impacto fiscal correspondiente y que el sistema enel que está trabajando también proporcionará las deducciones fiscales conforme a la Ley Federal deDerechos; además, que se efectuarán los ajustes fiscales y presentarán las declaracionescomplementarias que correspondan de conformidad con la normativa.Conforme a lo expuesto, PEP no determinó los importes definitivos de producción de petróleo crudo ygas natural extraídos de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, ni de las deducciones, ya quecalculó y pagó el DSEH y el DESHPC con cifras estimadas, en incumplimiento de los artículos 257 Bis,257 Ter y 258 Bis, fracción II, de la Ley Federal de Derechos, y 31, fracción IV, de la Ley del ImpuestoSobre la Renta y del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental “Cumplimiento deDisposiciones Legales”, vigentes en 2008.El 30 de noviembre de 2009, PEP informó que la extracción de Chicontepec se determinó con base enun porcentaje; y a fin de estar en posibilidades de determinar la extracción fiscal de Chicontepec, PEPestá construyendo un sistema de producción fiscal que no ha concluido; asimismo, que para estar enposibilidades de determinar las deducciones se está desarrollando un sistema de deducibles fiscal queno ha concluido y que tan pronto se tengan los sistemas referidos, se procederá a la elaboración de lasdeclaraciones complementarias respectivas.436

Sector EnergíaCon motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 30 dediciembre de 2009, PEP informó lo siguiente:1. “En el Diario Oficial de la Federación de fecha 13 de noviembre de 2008 se publicó el ‘Decretopor el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos,relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos’ estableciendo en los artículos 257 Bis y 257Ter la creación de los derechos: sobre extracción de hidrocarburos (DSEH) y especial sobrehidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC).2. El 14 de noviembre de 2008 entró en vigor el decreto señalado en el punto anterior.3. En tales condiciones se tuvo que determinar la extracción de Chicontepec en base a unporcentaje.4. A fin de estar en posibilidades de determinar la extracción fiscal de Chicontepec y enconsecuencia el resto de los derechos que tributa PEP, se está construyendo un sistema deproducción fiscal que a la fecha no ha concluido.5. A fin de estar en posibilidades de determinar las deducciones, se está desarrollando unsistema de deducibles fiscal que a la fecha no ha concluido.6. Tan pronto se tengan los sistemas a que nos referimos en los puntos 4 y 5 anteriores, seprocederá a la elaboración de las declaraciones complementarias respectivas.”Acción Promovida08-1-18T4L-02-0306-01-002RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción, una vez determinados de manera definitiva elDerecho sobre Extracción de Hidrocarburos y el Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Camposen el Paleocanal de Chicontepec, presente las declaraciones complementarias correspondientes, yaque, no obstante que presentó declaraciones complementarias en el mes de agosto de 2009, seencuentra pendiente la determinación de las cifras finales, en cumplimiento de los artículos 257 Bis,257 Ter y 258 Bis, fracción II, de la Ley Federal de Derechos, y 31 fracción IV, de la Ley del Impuesto437

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Sobre la Renta y del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento deDisposiciones Legales".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 5Sin ObservacionesA fin de verificar que los instrumentos utilizados por Pemex Exploración y Producción (PEP) para medirlos volúmenes de petróleo crudo y gas natural asociado que sirvieron para calcular la base fiscal paradeterminar que el Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos y el Derecho Especial sobreHidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec cumplieron con la normativa, enseptiembre de 2009 se realizaron visitas a la Macropera Corralillo 607, a la Batería de SeparaciónTajín IV y a la Central de Almacenamiento y Bombeo Poza Rica, instalaciones que pertenecen a laCoordinación de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Poza Rica de la Gerencia de Transporte yDistribución de Hidrocarburos Norte.De acuerdo con la información proporcionada por la Gerencia de Recursos Financieros de PEP, laproducción de petróleo crudo y gas natural asociado del Paleocanal de Chicontepec no fuedeterminada por medición directa, ya que se obtuvo con la aplicación de factores a la producciónnacional, la cual fue cuantificada empleando medidores, por lo que se verificó que los instrumentos demedición con los cuales se cuantificó la producción nacional cumplieran con la normativa aplicable y sedeterminó lo siguiente:A) Macropera Corralillo 607.De un total de 1,104 pozos ubicados en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG), en estamacropera se encuentran produciendo los pozos Corralillo 605, 607, 609, 617, 619, 625, 627, 639, 643y 645, los cuales, a la fecha de la visita, producían en promedio entre 800 a 900 barriles diarios depetróleo crudo y 5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural asociado.En esta macropera se tiene instalado un separador portátil, mediante el cual se separa el petróleocrudo del gas asociado, el petróleo crudo se envía hacia un tanque de almacenamiento en el que secuantifica por un medidor de nivel, en cumplimiento del procedimiento núm. PE-PO-OP-270-2008“Procedimiento para Medición en Tanques de Almacenamiento”, emitido por la Coordinación deOperación de Pozos e Instalaciones de Explotación (COPIE), en junio de 2008, vigente al momento de438

Sector Energíala visita, de conformidad con el artículo 67, párrafo primero, de la Ley Federal sobre Metrología yNormalización.Por otra parte, el gas separado es medido empleando un fitting con registrador de flujo y una placa deorificio de 2 pulgadas y media de diámetro, en cumplimiento de la norma AGA 3 “Orifice Metering ofNatural Gas and other Related Hydrocarbon Fluids” (Asociación Americana de Gas, Medición de GasNatural y otros Hidrocarburos mediante Placas de Orificio), emitida por la American Gas Association enseptiembre de 2000, y del “Manual of Petroleum, Measurement Standards, Chapter 14—Natural GasFluids Measurement, Section 3—Concentric, Square-Edged Orifice Meters” (Manual del Petróleo,Estándar de Medidas, Capítulo 14-Medición de Fluidos del Gas Natural, Sección 3-Placas de orificio),capítulo emitido por el American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) en septiembrede 1990, ambos vigentes al momento de la visita, de conformidad con el artículo 53, párrafos segundoy tercero, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.B) Batería de Separación Tajín IV.De un total de 38 campos que conforman el AIATG, en la Batería de Separación Tajín IV se cuantificala producción de tres campos, Coapechaca, Tajín y Miranda, para lo cual se cuenta con un cabezal depozos de llegada, en donde llega la producción de las macroperas Tajín 8, 33, 43, 63, 64, 81,Coapechaca 537, 595 y Miranda 1 las cuales manejan 74 pozos en total, de acuerdo con la revisióndel Diagrama de Tubería e Instrumentación (DTI) núm. A-301 “Cabezal de Pozos de Llegada”.Para el manejo de la producción de las macroperas están instalados seis separadores horizontales deproducción mediante los cuales se separa el petróleo crudo del gas natural asociado, como se observóen los DTIS núms. A-303, A-303 y A-303B.Una vez separado el crudo se envía a los tanques de almacenamiento y posteriormente el petróleocrudo almacenado al área de bombeo de la Batería de Separación, para ser medido con un medidorde tipo bimotor, en cumplimiento del “Manual of Petroleum, Measurement Standards, Chapter 5—Metering, Section 3—Measurement of Liquid, Hydrocarbons by Turbine Meters” (Manual del Petróleo,Estándar de Medidas, Capítulo 5-Medición, Sección 3-Medición de Hidrocarburos Líquidos empleandoMedidores Tipo Turbina), capítulo emitido por el American Petroleum Institute (Instituto Americano delPetróleo) en septiembre de 2005, y vigente al momento de la visita, de conformidad con el artículo 53,párrafos segundo y tercero, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.En tanto que el gas natural asociado separado es enviado a la estación de compresión Tajín IImediante un cabezal de 16 pulgadas que tiene instalado un fitting porta placa con registrador de flujo, yuna placa de orificio de 4 pulgadas de diámetro, de acuerdo con la revisión del DTI núm. A-303-B439

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008“Separadores de Producción 04 y 03”. Asimismo, se tienen instalados siete separadores horizontalesde medición, que son utilizados para cuantificar de manera individual la producción de cada pozo, loque se realiza mediante la alineación del pozo a uno de los siete separadores; el petróleo crudoseparado sigue el mismo proceso que en los separadores de producción.En el caso del gas, en el cabezal de 4 pulgadas de salida del separador de medición está instalado unfitting con una placa de orificio mediante el cual se cuantifica la producción de gas de cada pozo, comose observa en los DTIS núms. A-302, A-302A, A-302B y A-302C, en cumplimiento de la norma AGA 3“Orifice Metering of Natural Gas and other Related Hydrocarbon Fluids” (Asociación Americana deGas, Medición de Gas Natural y otros Hidrocarburos mediante Placas de Orificio) y del “Manual ofPetroleum, Measurement Standards, Chapter 14—Natural Gas Fluids Measurement, Section 3—Concentric, Square-Edged Orifice Meters” (Manual del Petróleo, Estándar de Medidas, Capítulo 14-Medición de Fluidos del Gas Natural, Sección 3-Placas de orificio), de conformidad con el artículo 53,párrafos segundo y tercero, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.C) Central de Almacenamiento y Bombeo (C.A.B.) Poza Rica.En esta instalación se recibe la producción del AIATG a través de tres líneas denominadas Jiliapa, SanAndrés y C.A.B. Tajin. El petróleo crudo recibido se envía al tanque deshidratador TV-7 (100,000barriles de capacidad) para posteriormente ser bombeado hacia la Refinería Francisco I. Madero, enCiudad Madero, Tamaulipas.Cabe señalar que en 2008 se facturó un total de 12,747.7 miles de barriles (mb), equivalentes a 34.8miles de barriles diarios (mbd) de petróleo crudo Marfo de la producción del Activo Integral Poza RicaAltamira (AIPRA), que incluyó la del AIATG, cuyo volumen específico no estaba identificado. Laintegración se muestra como sigue:440

Sector EnergíaVOLUMEN MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDO MARFO FACTURADOAIPRA, 2008Mes (mb) (mbd)Enero 1,011.7 32.6Febrero 1,257.0 43.3Marzo 1,190.9 38.4Abril 1,181.9 39.4Mayo 1,261.5 40.7Junio 1,090.0 36.3Julio 1,109.1 35.8Agosto 987.1 31.8Septiembre 1,037.2 34.6Octubre 991.2 32.0Noviembre 777.9 25.9Diciembre 852.2 27.5Total 12,747.7 34.8FUENTE: Información proporcionada por la Gerencia de Transporte yDistribución de Hidrocarburos (GTDH) de PEP.Conviene mencionar que mientras en 2008 la corriente de crudo Marfo estaba formada por produccióndel AIPRA y del AIATG, para septiembre de 2009 (momento de realizar la visita) la corriente Marfoúnicamente estaba formada por producción del AIATG.Asimismo, se constató que para cuantificar los volúmenes de la corriente Marfo se emplea un patín demedición, el cual está constituido por dos trenes de medición tipo turbina de 6 pulgadas de diámetro,de acuerdo con la revisión del DTI núm. A-306 “Patín de Medición de Crudo Marfo”. Para la calibraciónde las turbinas se emplea un probador volumétrico bidireccional de 14 pulgadas y número de serie104-123, asimismo, se revisó el dictamen de calibración para el probador citado, emitido por laempresa Fujisay Survey, S.A. de C.V., el 27 de octubre de 2007 y se constató que el número de seriedel probador correspondía al marcado en el dictamen antes citado, por lo que se cumple con loestablecido en el “Manual of Petroleum, Measurement Standards, Chapter 5—Metering, Section 3—Measurement of Liquid, Hydrocarbons by Turbine Meters” (Manual del Petróleo, Estándar de Medidas,Capítulo 5-Medición, Sección 3-Medición de Hidrocarburos líquidos empleando medidores tipoTurbina), de conformidad con el artículo 53, párrafos segundo y tercero, de la Ley Federal sobreMetrología y Normalización.Ademá, se tiene instalado un sistema de telemedición formado por un conjunto de instrumentos yequipo electrónico que tiene por función determinar la cantidad de flujo que pasa a través del patín demedición; durante la visita se constató que el sistema cuenta con un computador de flujo, este sistematiene la capacidad de generar y resguardar la información necesaria para el control administrativo de la441

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008medición de flujo en la transferencia de custodia y para cumplir adicionalmente las funcionalidades decálculo y comunicaciones establecidas.Resultado Núm. 6Sin ObservacionesA fin de verificar que se cumplieron los programas de mantenimiento y calibración de los instrumentosutilizados por Pemex Exploración y Producción (PEP) para medir los volúmenes de petróleo crudo ygas natural asociado que sirvieron para el cálculo de la base fiscal para la determinación del Derechosobre Extracción de Hidrocarburos y el Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en elPaleocanal de Chicontepec, se analizó el cumplimiento del programa de mantenimiento a equipos demedición del punto de venta de la corriente Marfo en la Central de Almacenamiento y Bombeo (C.A.B.)Poza Rica, como sigue:CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO A EQUIPOS DE MEDICIÓNELECTRÓNICA Y DE CONTROL DE CALIDADActividad Programadas RealizadasMantenimientoTransmisor de presión diferencial marca Rosemount 48.0 48.0Transmisor de presión estática marca Rosemount 72.0 72.0Indicadores interruptores de presión diferencial 12.0 12.0Turbina de medición de 6 pulgadas clase 600, marca Smith Meter, modeloK2DGDOA101 24.0 24.0Computadores de flujo marca OMNI, modelo 600 48.0 48.0Patín probador volumétrico bidireccional Marfo, marca Daniel Industries núm. de serieMDP-427 12.0 12.0Sistemas de medición de aceite crudo Marfo, capacidad de 30,000 barriles contecnología tipo turbina (incluye tubos de medición, acondicionadores de flujo, filtros,válvulas de seguridad, manifold y todo lo que involucra al sistema de medición) 24.0 24.0Panel de control de los sistemas de medición de crudo Pozoleo y Marfo (involucra todosy cada uno de los componentes eléctricos y electrónicos), incluyendo futurasactualizaciones y/o ampliaciones del equipo existente (hardware de cómputo) 24.0 24.0Patín de calidad del sistema Pozoleo y Marfo (incluye accesorios como contenedores) 24.0 24.0Compresor de aire con accesorios (suministro de aire para el sistema muestreadorMarfo) 12.0 12.0Baterías 17.0 14.0Tablero de distribución (centros de carga) en cada uno de los sistemas de medición 36.0 36.0Indicador de presión (manómetros) 84.0 84.0Alineadores de flujo de 6 pulgadas 24.0 24.0CalibraciónTransmisor de presión diferencial 56.0 56.0Transmisor de presión estática 65.0 65.0Transmisor de temperatura 65.0 65.0Medidor tipo turbina usando probador bidireccional 178.0 178.0Patín probador bidireccional Marfo 0.0 0.0Indicador de temperatura 72.0 72.0Indicador de presión 77.0 77.0Total 974.0 971.0FUENTE: Información proporcionada por la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos, de la RegiónNorte de PEP.442

Sector EnergíaSe determinó que de un total de 974 actividades programadas para el patín de medición de crudoMarfo se realizaron 971, el 99.7% de lo programado, por lo que PEP cumplió con el artículo 21,fracción XIII, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.Resultado Núm. 7 Observación Núm. 1Con el fin de verificar el registro contable de los importes determinados por Pemex Exploración yProducción (PEP) para el Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH) y el Derecho Especialsobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC), se revisaron elcatálogo de cuentas, el instructivo de manejo de cuentas y la guía contabilizadora, vigentes en elejercicio 2008, así como el registro contable en el sistema SAP/R3.Se comprobó que para el DSEH el registro de la provisión se realizó en la cuenta de pasivo núm. 2146“Derecho sobre Extracción y Exportación de crudo y gas”, subcuenta núm. 21460800 “Derecho sobreExtracción de Hidrocarburos” del acreedor núm. 901311 por 157,903.5 y 266,406.0 miles de pesos denoviembre y diciembre de 2008, respectivamente, y en la cuenta de egresos núm. 6508 “DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos”, subcuenta de gastos núm. 65080003 “Derecho sobre Extracción deHidrocarburos”.El registro de la provisión para el DESHPC se realizó en la cuenta de pasivo núm. 2146 “Derechosobre Extracción y Exportación de crudo y gas”, subcuenta núm 21460700 “Derecho Especial sobreHidrocarburos Chicontepec” del acreedor núm. 901310, por 564,504.9 y 646,699.3 miles de pesos denoviembre y diciembre de 2008, respectivamente, y en la cuenta de egresos núm. 6508 “DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos”, subcuenta de gastos núm. 65080002 “Derecho Especial sobreHidrocarburos Chicontepec”.El registro contable del pago de los derechos correspondientes a noviembre de 2008, se realizó con lacancelación de los 157,903.5 y 564,504.9 miles de pesos de las subcuentas de pasivos núms.21460800 y 21460700; dichos montos se registraron en la cuenta de activo núm. 1106 “Caja deIngresos y Egresos Virtuales”, subcuenta 11060006 “Asignaciones”.La guía contabilizadora y el catálogo de cuentas aplicables al rubro de “Impuestos y Derechos” nocontienen cuentas específicas para registrar los pagos del DSEH y DESHPC, ya que como sedescribió, se registran en la cuenta núm. 6508 “Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos”, quecorresponde a otro derecho; además, el instructivo de manejo de cuentas no incluye esos derechos.443

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Cabe señalar que en los documentos mencionados tampoco se tiene previsto el registro del DerechoEspecial sobre Hidrocarburos para Campos en Aguas Profundas (DESHAP).Asimismo, la entidad fiscalizada proporcionó la matriz contable presupuestal núm. 182 del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos (DOSH) emitida el 27 de septiembre de 2006 por la Subgerencia deOperación Financiera, Tesorería y de Presupuestos, la cual no contempla el registro del DSEH, delDESHPC y del DESHAP.Por lo anterior, se concluye que para el registro en el sistema SAP/R3 de los importes por los derechosauditados, la entidad fiscalizada creó subcuentas en cuentas que corresponden a otros derechos y noestableció la normativa interna para contabilizar el DSEH, el DESHPC y el DESHAP, enincumplimiento de los artículos 93 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y243 de su reglamento, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental “Cumplimientode Disposiciones Legales”, vigentes en 2008.Con motivo de las reuniones de presentación de resultados y observaciones preliminares y depresentación de resultados finales y observaciones preliminares, PEP informó lo siguiente:“Este Organismo no es autónomo en cuanto a la determinación del catálogo de cuentas en susprimeros cuatro dígitos, la Gerencia de Contabilidad de Petróleos Mexicanos (Corporativo) es laencargada de autorizar altas, bajas y modificaciones al catálogo de cuentas institucional, el cual esobligatorio para todos los organismos en sus primeros cuatro dígitos: a su vez, el Corporativo requierela autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público previa opinión de la ASF de acuerdocon el artículo 95 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Debido a que los Derechos revisados por la ASF iniciaron su vigencia a partir del 14 de noviembre y alos requisitos descritos en el párrafo anterior, no fue posible hacer las modificaciones al catálogo decuentas dentro del ejercicio del 2008 para el registro de los nuevos derechos, sin embargo, no seinfringió el articulo 93 de la LFPRH, en virtud de que se registraron los derechos observados con elsuficiente detalle para su identificación y revisión.Por otra parte las guías internas de registro se elaborarán en cuanto se tengan las cuentas autorizadasen el catálogo, tanto por la ASF, SHCP y Corporativo, según sus ámbitos de participación”.444

Sector EnergíaAcción Promovida08-1-18T4L-02-0306-01-003RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción instruya a quien corresponda para que déseguimiento hasta su conclusión de la incorporación en la normativa interna de ese organismo de lascuentas y los procedimientos específicos para la contabilización del Derecho sobre Extracción deHidrocarburos, el Derecho Especial sobre Hidrocarburos para campos en el Paleocanal deChicontepec y el Derecho Especial sobre Hidrocarburos para campos en Aguas Profundas, encumplimiento del artículo 33 de la Ley General de Contabilidad Gubernamental, así como delPostulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 8Sin ObservacionesA fin de verificar el registro de la recaudación del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH) ydel Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHCP)en la Administración del Centro Contable del Servicio de Administración Tributaria y su presentaciónen la Cuenta Pública 2008, se revisaron el Resumen de Ingresos Ley de diciembre de 2008 y elEstado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2008. Se comprobó que se reportaron901,548,636.3 miles de pesos de los derechos sobre hidrocarburos, cifra que incluyó 157,903.5 milesde pesos del DSEH y 564,504.9 miles de pesos del DESHCP, correspondientes a noviembre de 2008,y pagados el 31 de diciembre del mismo año, como sigue:445

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008RECAUDACIÓN NETA DE LOS DERECHOS SOBRE HIDROCARBUROS(Miles de pesos)ConceptoTotalDerecho Ordinario sobre Hidrocarburos 794,030,411.3Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización 71,535,648.9Derecho Extraordinario sobre Exportación de Petróleo Crudo 33,640,332.7Derecho para el Fondo de Investigación Científica y Tecnológicaen Materia de Energía 1,582,491.0Derecho para la Fiscalización Petrolera 37,344.0Derecho Único sobre Hidrocarburos 0.0Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos 157,903.5Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en elPaleocanal de Chicontepec 564,504.9Recaudación neta 901,548,636.3FUENTE: Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública de 2008.Se constató que en la cuenta núm. III-03-07 “Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos” seregistraron 157,903.5 miles de pesos, correspondientes a la clave de cómputo núm. 400217 “PagosProvisionales”, y en la cuenta núm. III-03-08 “Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos enel Paleocanal de Chicontepec” se registraron 564,504.9 miles de pesos en la clave de cómputo núm.400218 “Pagos Provisionales”, dichos montos totalizaron 722,408.4 miles de pesos y coincidieron conlos reportados en el Estado Analítico de Ingresos de la Cuenta Pública 2008, en cumplimiento de losartículos 91 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y 234 y 242 de suReglamento, así como de los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental “Base enDevengado” y “Cumplimiento de Disposiciones Legales”.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 3 observación(es) que generó(aron) 3 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 3 a Recomendación(es).DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con losDerechos Especiales en el Paleocanal de Chicontepec y en Aguas Profundas, cuyo objetivo consistióen fiscalizar que el Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos y los Derechos Especiales sobreHidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec y en Aguas Profundas se calcularon,enteraron, registraron y presentaron en la Cuenta Pública, de conformidad con las disposiciones446

Sector Energíalegales y normativas, se determinó fiscalizar un monto de 1,635,513.7 miles de pesos, que representael 100.0% reportado en la Cuenta Pública de 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los postulados básicos de contabilidad gubernamental, losordenamientos legales, las disposiciones normativas aplicables a la naturaleza de las operacionesrevisadas y a la normativa institucional para la fiscalización de la gestión gubernamental; las cualesrequieren que la auditoría sea planeada y desarrollada de tal manera que permita obtener unaseguridad razonable de que lo revisado, de acuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, nopresenta errores importantes. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar la opiniónque se refiere sólo a la muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesal cálculo, entero, registro y presentación en la Cuenta Pública del Derecho sobre Extracción deHidrocarburos y los Derechos Especiales sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal deChicontepec y en Aguas Profundas, respecto de las operaciones examinadas.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.Con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-1348-2009 de fecha 30 de diciembre de 2009, la Coordinación de laAtención de la Auditoría, de PEP, proporcionó el oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SF-534/2009 de fecha27 de noviembre de 2009, emitido por la Subgerencia Fiscal de PEP, en el cual informó respecto delos resultados 1 y 4, lo siguiente:1. “En el Diario Oficial de la Federación de fecha 13 de noviembre de 2008 se publicó el‘Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal deDerechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos’ estableciendo en los artículos257 Bis y 257 Ter la creación de los derechos: sobre extracción de hidrocarburos (DSEH) yespecial sobre hidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC).447

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 20082. El 14 de noviembre de 2008 entró en vigor el decreto señalado en el punto anterior.3. En tales condiciones se tuvo que determinar la extracción de Chicontepec en base a unporcentaje.4. A fin de estar en posibilidades de determinar la extracción fiscal de Chicontepec y enconsecuencia el resto de los derechos que tributa PEP, se está construyendo un sistema deproducción fiscal que a la fecha no ha concluido.5. A fin de estar en posibilidades de determinar las deducciones, se está desarrollando unsistema de deducibles fiscal que a la fecha no ha concluido.6. Tan pronto se tengan los sistemas a que nos referimos en los puntos 4 y 5 anteriores, seprocederá a la elaboración de las declaraciones complementarias respectivas.”Con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-1348-2009 de fecha 30 de diciembre de 2009, la Coordinación de laAtención de la Auditoría, de PEP, proporcionó el escrito de fecha 30 de noviembre de 2009, emitidopor la Superintendencia de la Subgerencia de Operación Financiera de PEP, en el cual informó,respecto del resultado 7, lo siguiente:“Este Organismo no es autónomo en cuanto a la determinación del catálogo de cuentas en susprimeros cuatro dígitos, la Gerencia de Contabilidad de Petróleos Mexicanos (Corporativo) es laencargada de autorizar altas, bajas y modificaciones al catálogo de cuentas institucional, el cual esobligatorio para todos los organismos en sus primeros cuatro dígitos: a su vez, el Corporativo requierela autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público previa opinión de la ASF de acuerdocon el artículo 95 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Debido a que los Derechos revisados por la ASF iniciaron su vigencia a partir del 14 de noviembre y alos requisitos descritos en el párrafo anterior, no fue posible hacer las modificaciones al catálogo decuentas dentro del ejercicio del 2008 para el registro de los nuevos derechos, sin embargo, no seinfringió el articulo 93 de la LFPRH, en virtud de que se registraron los derechos observados con elsuficiente detalle para su identificación y revisión.Por otra parte las guías internas de registro se elaborarán en cuanto se tengan las cuentas autorizadasen el catálogo, tanto por la ASF, SHCP y Corporativo, según sus ámbitos de participación”.448

Sector EnergíaVII.1.7.4.8.Auditoría:Ingresos por Ventas de Exportación de Petróleo Crudo08-1-18T4L-02-0311Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó para atender la solicitud formulada por la Comisión de Vigilancia de laAuditoría Superior de la Federación presentada con el oficio núm. CVASF/LX/798/2008 del 22 de juliode 2008, para que se realice una auditoría técnica a Petróleos Mexicanos considerando lo establecidoen su inciso a) El registro oficial de la plataforma de producción y exportación; así como de losingresos recibidos por la comercialización de los productos exportados en el primer trimestre de 2008.Además, permitirá verificar que los ingresos por venta de crudo y los volúmenes de comercializaciónse reflejaron de conformidad con la normativa.ObjetivoFiscalizar el ingreso de las ventas de petróleo crudo de las mezclas mexicanas de exportación yverificar que el registro de los volúmenes se hayan efectuado de conformidad a la normativa aplicabley el cumplimiento de las metas establecidas en el Presupuesto de Egresos de la Federación.AlcanceUniverso Seleccionado:467,589,333.5 miles de pesosMuestra Auditada:113,189,013.3 miles de pesosEn los Estados Financieros de Pemex Exploración y Producción se reportaron 467,589,333.5 miles depesos por concepto de ventas de exportación de petróleo crudo, de los cuales se revisaron113,189,013.3 miles de pesos, el 24.2%, correspondientes a los registros contables de facturas y notasde crédito o débito correspondientes a febrero, mayo y septiembre del ejercicio 2008.449

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Áreas RevisadasLas gerencias de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas; deOperaciones, y de Estrategias y Comercialización de Hidrocarburos de la Subdirección de Distribucióny Comercialización; así como las regiones marinas Noreste y Suroeste, adscritas a Pemex Exploracióny Producción.Procedimientos de Auditoría1. Constatar que la integración de los volúmenes de las mezclas de exportación de petróleo serealizó de conformidad con el contrato de compraventa de petróleo crudo celebrado entre PemexExploración y Producción (PEP) y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembrede 1994, vigente en 2008.2. Determinar si las operaciones de venta de exportación de petróleo crudo contaron con el respaldodocumental y cumplieron con el "Procedimiento Administrativo para el Registro y control de laDocumentación Generada de la Venta de Hidrocarburos", con clave núm. 222-62000-PA-018 y el"Programa Convenido de Cargamentos de Petróleo Crudo para Exportación" con clave núm. 222-62000-PA-002, mitidos por la Gerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos; asícomo con las cláusulas estipuladas en el contrato de compraventa de petróleo crudo celebradoentre PEP y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembre de 1994, vigente en2008.3. Constatar que los equipos de medición de las mezclas de exportación de petróleo cumplieron conlas especificaciones técnicas y normativas establecidas en el Manual del Petróleo Estándar deMedidas, en la Norma de Referencia NFR-111-PEMEX-2006 "Equipos de Medición y Servicios deMetrología", "Instructivo de Calibración y Certificación de los Sistemas de Medición 100 y 200",con clave núm. 270-60017-GC-307-608, el "Procedimiento Administrativo para la Facturación deHidrocarburos Comercializados para Exportación", con clave núm. 222-62000-PA-008, y delartículo 53, párrafos segundo y tercero, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.4. Constatar que los procedimientos técnicos específicos y normativos empleados para medir elcrudo exportado se ajustaron a la Norma de Referencia NFR-111-PEMEX-2006 "Equipos deMedición y Servicios de Metrología".450

Sector Energía5. Verificar que PEP cumplió con los programas de mantenimiento, certificación y calibración a losequipos empleados para la medición del petróleo crudo exportado, e conformidad con el artículo21, fracción XIII, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.6. Verificar que los programas de volúmenes de exportación de petróleo cumplieron con lasproyecciones establecidas en el Programa Operativo Anual de PEP, con la EstrategiaProgramática del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008, y con elartículo 7, párrafo último, de la Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008.7. Verificar que el registro contable de los ingresos por ventas de exportación de petróleo crudocontó con el soporte suficiente y competente, de conformidad con el Catálogo de Cuentas, elInstructivo de Manejo de Cuentas de Balance y de Resultados, la Guía Contabilizadora para usoInstitucional de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, y con los artículos 241, párrafoprimero, y 258, del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.8. Verificar que los ingresos por ventas de exportación cuentan con el soporte correspondiente a lastransacciones y eventos realizados efectivamente, y se integraron en los Estados Financieros, deconformidad con el "Procedimiento administrativo para generar la solicitud de nota de crédito odébito por ajustes en volumen o calidad debido a la venta de petróleo crudo de exportación", conclave núm. 222-62000-PA-012, el "Procedimiento Administrativo para Facturar Notas de Crédito,Débito, Servicios de Compresión e Intereses Overnight por la Comercialización deHidrocarburos", con clave núm. 222-62000-PA-011, "Procedimiento Administrativo para laAutorización del Pago de Demoras Marítimas por la Venta de Petróleo Crudo de Exportación",con clave núm. 222-62000-PA-006", y el contrato de compraventa de petróleo crudo celebradoentre PEP y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembre de 1994, vigente en2008.9. Constatar que las cifras presentadas en la Cuenta Pública correspondieron a las ventasrealizadas efectivamente por exportación de petróleo crudo, en cumplimiento de los artículos 90 y92 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.451

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1Sin ObservacionesA fin de revisar los ingresos por las ventas de exportación de petróleo crudo del ejercicio 2008, por467,589,333.5 miles de pesos, reportados en el Estado de Resultados de Pemex Exploración yProducción (PEP) al 31 de diciembre de 2008, se analizó la base de datos que operó PEP con losregistros que soportaron dicho importe. Se comprobó que se integró como sigue:VENTAS DE EXPORTACIÓN REGISTRADAS EN EL EJERCICIO 2008,CLASIFICADAS POR TIPO DE PETRÓLEO CRUDO(Miles)Tipo de crudoDólaresImportePesosVolumen(barriles)Istmo 682,318.3 7,613,046.4 8,423.8Altamira 309,992.8 3,324,172.9 3,886.3Maya 37,581,372.2 405,759,346.7 453,897.6Olmeca 4,703,811.2 50,892,767.5 47,418.3Total 43,277,494.5 467,589,333.5 513,626.0FUENTE: Base de datos de ventas de exportación registradas durante el ejercicio 2008, proporcionada por laGerencia de Recursos Financieros.Las ventas de exportación se realizaron por medio de cinco puntos de venta: el crudo Istmo se vendióen Dos Bocas; el Altamira, en la Terminal Madero; el Maya, en Cayo Arcas, Dos Bocas, Pajaritos ySalina Cruz; y el Olmeca, en Pajaritos.Las ventas de exportación de petróleo crudo se integraron como sigue:452

Sector EnergíaINTEGRACIÓN DE LAS VENTAS DE EXPORTACIÓN, 2008VolumenImporte (Miles)Concepto Registros %%%(Miles de barriles)Dólares PesosFacturas 1147 86.8 513,854.7 100 43,773,413.4 473,337,847.8 101.2Notas de crédito 107 8.1 (43.1) 0.0 (818,266.3) (9,258,242.5) (2.0)Notas de débito 64 4.8 Sin volumen - 330,323.1 3,520,240.2 0.8Subtotal 1,318 99.7 513,811.6 100.0 43,285,470.2 467,599,845.5 100.0Provisiones y3 0.3 (185.6) 0.0 (7,975.7 ) (10,512.0 ) 0.0Cancelación1Subtotal 3 0.3 (185.6) 0.0 (7,975.7 ) (10,512.0) 0.0Total 1,321 100 513,626.0 100.0 43,277,494.5 467,589,333.5 100.0FUENTE: Base de datos de ventas de exportación registradas durante el ejercicio 2008.1 La cancelación fue por crudo "Altamira" de 4,170.3 miles de dólares, equivalentes a 56,459.9 miles depesos, y las provisiones por ajustes en precio correspondieron a crudo "Maya" en 2007 por 97,466.2miles de pesos y en 2008 por menos 3,805.4 miles de dólares, equivalentes a 51,518.3 miles de pesos.Se revisaron las operaciones de las ventas de exportación registradas en febrero, mayo y septiembrede 2008 por 113,189,013.3 miles de pesos, el 24.2% del total de 467,589,333.5 miles de pesos, montosustentado con 314 registros de facturas, notas de crédito y notas de débito, distribuido en cincopuntos de venta como sigue:PUNTOS DE VENTA DE LA MUESTRA DE VENTAS DE EXPORTACIÓN, 2008Punto de ventaImporte (Miles)DólaresPesosRegistrosVolumen(Miles de barriles)% 1Cayo Arcas 8,875,013.1 94,044,547.5 249 97,855.9 20.1Dos Bocas 630,500.3 6,631,097.0 19 6,475.9 1.4Pajaritos 1,083,831.3 11,495,905.9 37 10,398.2 2.5Salina Cruz 30,160.6 326,524.5 1 400.5 0.1T. Madero 65,414.0 690,938.4 8 757.9 0.1Total 10,684,919.3 113,189,013.3 314 115,888.4 24.2FUENTE: Base de datos de ventas de exportación registradas durante 2008.1 El porcentaje se determinó respecto del total de las ventas de exportación por 467,589,333.5 milesde pesos.De acuerdo con la información proporcionada por la Gerencia de Control de Gestión de PEP, en 2008se exportaron 513,626.0 miles de barriles, es decir, 101,816.3 miles de barriles de menos respecto delo exportado en 2007 por 615,442.3 miles de barriles. Para su revisión se seleccionaron los meses defebrero y mayo, debido a que se exportaron 84,089.3 miles de barriles, volumen inferior en 20,078.7miles de barriles respecto de los 104,168.0 miles de barriles exportados en el mismo periodo de 2007,453

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008y septiembre porque fue el mes en el que se exportó el menor volumen de petróleo crudo por 31,799.1miles de barriles, el 6.2% del total exportado en el 2008. A continuación se muestra comparaciónmensual:COMPARATIVO MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDO EXPORTADO EN 2007 Y 2008(Miles de barriles)Mes 2007 2008 DiferenciaEnero 49,047.5 44,463.0 (4,584.5)Febrero 49,656.7 41,433.8 (8,222.9)Marzo 55,246.3 50,465.8 (4,780.5)Abril 50,372.5 43,164.6 (7,207.9)Mayo 54,511.3 42,655.5 (11,855.8)Junio 52,094.3 42,457.5 (9,636.8)Julio 54,509.5 42,671.4 (11,838.1)Agosto 50,532.3 43,902.5 (6,629.8)Septiembre 50,361.2 31,799.1 (18,562.1)Octubre 46,583.7 44,450.5 (2,133.2)Noviembre 56,143.9 45,016.3 (11,127.6)Diciembre 46,383.1 41,146.0 (5,237.1)Total 615,442.3 513,626.0 (101,816.3)FUENTE: Base de datos de volúmenes de exportación de 2007 y 2008, proporcionada por laGerencia de Control de Gestión de PEP.Por otra parte, aun cuando el volumen exportado de petróleo crudo disminuyó respecto de 2007, losingresos por las ventas de exportación en el 2008 totalizaron 467,543,385.5 miles de pesos, montosuperior en 53,916,640.1 miles de pesos a los 413,626,745.4 miles de pesos registrados en 2007,como se muestra a continuación:454

Sector EnergíaCOMPARATIVO DE INGRESOS MENSUALES POR VENTAS DE EXPORTACIÓN DEPETRÓLEO CRUDO EN 2007 Y 2008(Miles de pesos)Mes 2007 2008 DiferenciaEnero 23,211,610.8 38,760,335.2 15,548,724.4Febrero 25,745,911.8 35,692,038.6 9,946,126.8Marzo 30,668,071.8 47,753,632.0 17,085,560.2Abril 31,034,111.8 42,418,385.1 11,384,273.3Mayo 32,740,465.9 46,417,611.3 13,677,145.4Junio 34,057,694.0 50,959,029.4 16,901,335.4Julio 38,065,153.1 54,533,697.1 16,468,544.1Agosto 34,733,443.0 48,622,860.1 13,929,417.1Septiembre 36,846,289.9 31,079,363.4 (5,766,926.6)Octubre 36,216,881.5 35,253,377.0 (963,504.5)Noviembre 49,419,851.6 22,592,452.0 (26,827,399.6)Diciembre 40,887,260.2 13,460,604.3 (27,426,655.9)Total 413,626,745.4 467,543,385.5 53,916,640.1FUENTE: Consolidado de Ingresos y Egresos (CODIE) de PEP de 2008.Nota:Conviene señalar que el CODIE no contempla las provisiones de los ajustes en precio decrudo maya por lo embarques que tardan mas de tres meses en determinar el preciodefinitivo, por 45,948.0 miles de pesos, que se encuentran registrados contablemente.Lo anterior se debió a que la mezcla mexicana de exportación en 2008 registró un precio promedio deventa de 84.3 dólares por barril.De acuerdo con las “Políticas Comerciales de crudo” de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V.,Petróleos Mexicanos (Pemex) realiza la venta de crudo por conducto de P.M.I. Comercio Internacional,S.A. de C.V., que es una filial de la paraestatal cuyo objetivo es la comercialización del petróleo crudomaximizando el valor de las exportaciones petroleras mexicanas, mediante la búsqueda deconsumidores finales que por sus características principales generen un mayor valor al procesar elpetróleo crudo mexicano intentando establecer una relación duradera.Con el fin de establecer los términos y condiciones en que se realizarían las ventas de petróleo crudo,PEP (vendedor) celebró un contrato de compraventa de petróleo crudo el 1 de noviembre de 1994 conP.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (comprador), vigente en 2008.Con la revisión del contrato y la verificación de su aplicación, se constató que las Gerencias deOperaciones, y de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos (GECH), así como laSubdirección de Distribución y Comercialización (SDC) de PEP, son las áreas participantes en lasventas de exportación; sin embargo, operan los programas establecidos en el contrato de compraventabajo denominaciones diferentes a las estipuladas, como se muestra a continuación:455

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Contrato decompraventa PEP-P.M.I.Cláusula 4, inciso i,párrafo primeroPROGRAMAS ESTABLECIDOS EN EL CONTRATO DE COMPRAVENTACELEBRADO ENTRE PEP Y P.M.I.Denominación de programa según:ContratoÁreas de PEPEstimación preliminar sobre el volumen depetróleo crudo por tipo, que el vendedortendrá disponiblePrograma preliminar anual de exportación(elaborado por el comprador)Programa de Disponibilidad deCrudoCláusula 4, inciso i,párrafo segundoPrograma(POA)Operativo AnualCláusula 4, inciso ii Programas a corto plazo del vendedor Programas OperativosTrimestrales (POT´s)Cláusula 9.1 Programa Mensual de Cargamentos del Programa Convenido deVendedorCargamentosCláusula 4, inciso viVolumen contractual de petróleo crudo delmes, por tipo, en miles de barriles por díaPrograma de Nominaciones.Programa Convenido deCargamentosFUENTE: Contrato de compraventa de petróleo crudo celebrado entre PEP y P.M.I. ComercioInternacional, S.A. de C.V., y relación de documentos de las áreas participantes en elprocedimiento de ventas de exportación.La GECH informó que “en la mayoría de los Contratos de compraventa que tiene PEP con sus clientesse establecen como referencia dichos programas institucionales, tal es el caso del contrato decompraventa de petróleo crudo entre PEP y PMI cuya referencia es el programa operativo anual, quedesde noviembre de 1994, cuando se formalizó la relación contractual, no se han presentadosituaciones que hayan generado incertidumbre en la interpretación de los términos en los aspectoscomerciales, técnicos, jurídicos, legales ó administrativos del Contrato”.Asimismo, explicó la relación entre los distintos programas operativos utilizados internamente, con losestablecidos en el contrato de compraventa de petróleo crudo celebrado entre PEP y P.M.I. ComercioInternacional, S.A. de C.V., como sigue:Programa de Disponibilidad de Crudo: Programa mensual elaborado por la Gerencia de Operacionesde la SDC, en el que se establecen los volúmenes disponibles de petróleo crudo para sucomercialización en el mercado internacional. El programa de disponibilidad de crudo se considera enel contrato de compraventa de petróleo crudo de exportación como el volumen que el vendedor tendrádisponible.Programa Operativo Anual (POA): Programa anual publicado por la Dirección Corporativa de Finanzasen el que se establecen los programas operativos institucionales para todo el año. El POA seconsidera en el contrato de compraventa de petróleo crudo de exportación como el programapreliminar anual de exportación, ya que dentro del POA se establece un programa anual para el crudoa PMI.456

Sector EnergíaProgramas Operativos Trimestrales (POT): Programa trimestral publicado por la Dirección Corporativade Finanzas en el que se establecen los programas operativos institucionales para todo el año, y elcual se actualiza trimestralmente para los programas de los meses restantes del periodo. El POT seconsidera en el contrato de compraventa de petróleo crudo de exportación como los programas a cortoplazo.Programa Convenido de Cargamentos (PCC) o Programa de Nominaciones: Programa mensualelaborado por la GECH de la SDC y la Subdirección de Operación de Crudo de PMI ComercioInternacional, S.A. de C.V., en el que se establecen los cargamentos de crudo de exportaciónprogramados para carga en las diferentes terminales marítimas. El PCC o Programa de Nominacionesse considera en el contrato de compraventa de petróleo crudo de exportación como el programamensual de cargamentos.Resultado Núm. 2 Observación Núm. 1Con objeto de comprobar que Pemex Exploración y Producción (PEP) contó con la documentaciónsoporte de las operaciones de las ventas de hidrocarburos prevista en el contrato de compraventa depetróleo crudo celebrado entre PEP y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembrede 1994, vigente en 2009; y en el “Procedimiento Administrativo para el Registro y Control de laDocumentación Generada de la Venta de Hidrocarburos”, con clave núm. 222-62000-PA-018,elaborado por la Coordinación de Comercialización de Aceite, autorizado por la Gerencia deEstrategias de Comercialización de Hidrocarburos (GECH) y vigente en el ejercicio fiscal de 2008, elcual estipula que se debe contar con los documentos siguientes: “Instrucción de embarque de P.M.I.”,“Instrucción de embarque de PEP”, “Telex´s de P.M.I.”, “Certificado del Inspector Independiente”,“Certificado del Agente Naviero”, “Telex´s de carga”, oficio de envío de la factura por venta de petróleocrudo, factura por la venta de crudo y, en el caso que sea aplicable, el “Certificado de aceptación depago de demoras” (codificación de pagos y descuentos misceláneos).Se consultaron los sistemas denominados “Livelink” y “Bóveda electrónica”, en los cuales las diversasáreas que intervienen en las operaciones de venta de hidrocarburos cargan la información generada yrecibida durante el proceso de las ventas de exportación (expedientes comerciales por venta depetróleo crudo).Se revisó el soporte documental de 79 órdenes de venta de febrero, mayo y septiembre de 2008 por4,419,843.4 miles de dólares, equivalentes a 46,787,469.4 miles de pesos, correspondientes a los457

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008puntos de ventas de exportación de petróleo crudo Cayo Arcas y Dos Bocas, como se detalla acontinuación:VENTAS DE EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO, DE FEBRERO, MAYO YSEPTIEMBRE, DE LOS PUNTOS DE VENTA CAYO ARCAS Y DOS BOCAS, 2008Terminal de Carga/Importe (Miles)VolumenNúm. de operacionesmesDólares Pesos (barriles)Cayo Arcas 20 1,158,696.5 12,489,133.7 14,702,083Dos Bocas 3 119,110.4 1,279,314.0 1,469,154Total febrero 23 1,277,806.9 13,768,447.7 16,171,237Cayo Arcas 20 1,344,860.4 14,036,197.1 13,252,703Dos Bocas 12 363,873.0 3,822,473.5 3,535,131Total mayo 32 1,708,733.4 17,858,670.6 16,787,834Cayo Arcas 20 1,285,786.2 13,631,041.6 13,791,763Dos Bocas 4 147,516.9 1,529,309.5 1,471,623Total septiembre 24 1,433,303.1 15,160,351.1 15,263,386Total meses muestra 79 4,419,843.4 46,787,469.4 48,222,457FUENTE: Base de datos de ventas de exportación registradas durante 2008, proporcionada porla Gerencia de Recursos Financieros de PEP.Se determinó lo siguiente:a) Los expedientes de las órdenes de ventas de exportación cuentan con las instrucciones deembarque de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., y de PEP; sin embargo, se observó queen febrero 13 órdenes del punto de venta Cayo Arcas y cinco de Dos Bocas presentaron la"Instrucción de embarque de PEP" con fecha posterior a la llegada del buquetanque de uno a 29días; en mayo, 12 órdenes de Cayo Arcas y cinco de Dos Bocas tienen fecha posterior de uno aocho días; y 14 órdenes de Cayo Arcas de septiembre se presentaron de uno a seis días despuésde la llegada del buquetanque, en incumplimiento de las actividades dos y tres del “ProcedimientoAdministrativo para el Registro y Control de la Documentación Generada de la Venta deHidrocarburos” con clave núm. 222-62000-PA-018, autorizado por la GECH, emitido por laCoordinación de Comercialización de Aceite, vigente en 2008, que establecen “registrar laInstrucción de Embarque de PMI y la Instrucción de Embarque de PEP” para posteriormente“registrar los Certificados del Inspector Independiente (I.I.) y del Agente Naviero (A.N.) donde seestablece el Volumen y la Calidad del petróleo crudo de exportación cargado por el buquetanque”,quedando implícita la existencia de la Instrucción de Embarque de PEP para poder atender la458

Sector Energíacarga, así como del artículo 7 de la Ley Federal de Responsabilidades Administrativas de losServidores Públicos.Cabe mencionar que de acuerdo con el apartado “Definiciones y Abreviaturas” del procedimientocon clave núm. 222-62000-PA-018, se establece que la “Instrucción de Embarque de PEP” es el“Documento que emite la Gerencia de Operaciones que ampara los aspectos operativos de cargapara la venta de petróleo crudo pactados entre PEP y los organismos subsidiarios, como son elvolumen aproximado de carga de crudo, la terminal marítima de carga, la orden operativa, elcomprador, su domicilio, la ventana de carga, el inspector independiente, la fecha estimada dearribo y la bandera”.Al respecto, la Subdirección de Distribución y Comercialización (SDC) de la Región Marina Noreste(RMNE) informó, mediante nota aclaratoria, “que en el caso de instrucciones generadas posterior ala carga de un buquetanque, en la mayoría de los casos las instrucciones de embarque sonenviadas a las terminales marítimas posteriormente a la carga de un buquetanque, esto debido adiversas causas, entre las cuales se encuentran las modificaciones de última hora, ya sea porcambios operativos para la carga y/o para atención a los clientes, que solicitan dichos cambios”."Los cambios pueden ser de volumen, puerto, destino, inspectores, agentes navieros,buquetanque, y condiciones operativas específicas, tales como prioridad de carga de producto, encaso de que sean dos productos a cargar, si éstos van segregados o mezclados, entre otros”."Una combinación de todas las anteriores, que conllevan a elaborar una nueva instrucción deembarque, cuando esto sucede, se solicita a P.M.I. que envíe los cambios respectivos. Toda vezque se han recibido las instrucciones modificadas de P.M.I., el personal del Área de Terminales enla Gerencia de Operaciones captura estos en el sistema SAP con el fin de emitir la nuevainstrucción de embarque. Este proceso lleva su tiempo, lo cual también puede verse afectado poralgunos otros factores como pueden ser días festivos y fines de semanas (no laborables), elSistema SAP R/3 (en mantenimiento), si no se tienen las nominaciones registradas en SAP entiempo o bien si P.M.I. envía las instrucciones desfasadas”.La aclaración de la SDC de la RMNE no coincidió con el “objetivo”, las actividades 2 y 3, y ladefinición de la Instrucción de Embarque, del "Procedimiento Administrativo para el Registro yControl de la Documentación Generada de la Venta de Hidrocarburos", con clave núm. 222-62000-PA-018, que señalan que se registra la instrucción de embarque de PEP para posteriormenteregistrar los Certificados de Inspector Independiente y del Agente Naviero con los datos de lacantidad y calidad del petróleo crudo de exportación cargado en el buquetanque, en incumplimientode la norma antes señalada.459

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, el 4 deenero de 2010 la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos de la Subdirección deDistribución y Comercialización, señaló que “se tratará de disponer de las instrucciones deembarque antes del inicio de carga, siempre y cuando no se retrasen los cargamentos por estacausa y que pudieran generarse pagos por demoras o cierre de producción en condicionesclimatológicas adversas, ya que esto resultaría en mayores daños y riesgos para PEP”.b) En la revisión de los expedientes se observó que, en algunos casos, las órdenes de venta cuentancon “Telex´s de P.M.I.”; al respecto la GECH señaló que éstos no se emiten de forma generalizada,sólo en los casos en que P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., lleve a cabo modificaciones asu “Instrucción de Embarque”, y forman parte de los expedientes comerciales, de acuerdo alobjetivo del "Procedimiento Administrativo para el Registro y Control de la DocumentaciónGenerada de la Venta de Hidrocarburos”.c) Los expedientes incluyeron el "Certificado del Inspector Independiente” y el "Certificado del AgenteNaviero", en cumplimiento del objetivo y la actividad 3 del "Procedimiento Administrativo para elRegistro y Control de la Documentación Generada de la Venta de Hidrocarburos", con clave núm.222-62000-PA-018.d) En 46 órdenes de venta correspondientes al punto de venta Cayo Arcas (13 de febrero, 18 demayo y 15 de septiembre) y en 17 órdenes de venta de Dos Bocas (tres de febrero, 10 de mayo ycuatro de septiembre), cuentan con un correo del Inspector Independiente, en lugar del “Telex´s deCarga”, donde se informa de la carga realizada.e) Los oficios de envío de facturas por las ventas de petróleo crudo, las facturas, el certificado poraceptación de demoras y las notas de crédito o débito, según correspondió en cada orden, secargaron en archivos al sistema “Livelink”, en cumplimiento de la actividad 7 del "ProcedimientoAdministrativo para el Registro y Control de la Documentación Generada de la Venta deHidrocarburos", con clave 222-62000-PA-018.f) En relación con el “Programa Convenido de Cargamentos”, la cláusula 9.1.1 del contrato estableceque deberá especificar lo siguiente:a. periodo de tres días para el arribo de cada buquetanque;b. el volumen y el tipo de petróleo crudo que será cargado en cada buquetanque;c. el área geográfica del destino y el puerto de descarga de cada cargamento; y460

Sector Energíacuando menos tres días antes del primer día de ventana:d. (i) el nombre de los buquetanques designados para recoger el cargamento durante dicho mes,y las características de los mismos;(ii) los nombres de los agentes de los buquetanques y de los representantes del comprador(en caso de que los haya);(iii) las instrucciones sobre la documentación; y(iv) el tiempo para el deslastre del buquetanque (cuando se trate de buquetanque con lastrelimpio o sucio no podrá exceder de seis horas).Cabe señalar que la cláusula 9.1.2, párrafo tercero, estipula que “el programa de cargamentosaplicable a cualquier Mes según quede finalmente determinado de acuerdo con las estipulaciones dela Cláusula 9.1.1 y de esta Cláusula 9.1.2 será denominado para los efectos de este contrato como‛Programa Convenido de Cargamentos’ para tal mes, y el periodo de (tres) Días de arribo aplicable alos buquetanque, estipulado en cualquier Programa Convenido de Cargamentos, será denominadopara los efectos del presente Contrato como ‛Ventana Convenida’ para dicho buquetanque. Noobstante lo anterior, el Comprador podrá solicitar y acordar con el vendedor modificaciones alPrograma Convenido de Cargamentos y/o a las Ventanas Convenidas”.En la revisión de los Programas Convenidos de Cargamentos de enero a diciembre de 2008, de lospuntos de venta Cayo Arcas y Dos Bocas, se observó que carecen de los datos siguientes: áreageográfica del destino y el puerto de descarga del cargamento, el nombre del buquetanque designadoy las características del mismo, nombre de los agentes del buquetanque y de los representantes delcomprador, y el tiempo requerido para el deslastre, en incumplimiento de la cláusula 9.1 del contratode compraventa de petróleo crudo celebrado entre PEP y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V.,el 1 de noviembre de 1994, vigente en 2008.PEP cuenta con el “Procedimiento Administrativo para la elaboración del Programa Convenido deCargamentos de Petróleo Crudo para Exportación”, con clave núm. 222-62000-PA-002, elaborado porla Coordinación de Comercialización de Aceite, autorizado por la GECH y vigente en 2008; sinembargo, se observó que el anexo 4 “MOG” (Programa Convenido de Cargamentos) del procedimientoreferido no contiene datos estipulados en la cláusula 9.1.1 del contrato de compraventa de petróleocrudo celebrado entre PEP y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., del 1 de noviembre de 1994,vigente en 2008, tales como área geográfica del destino, el puerto de descarga del cargamento, elnombre del buquetanque destinado para recoger el cargamento, el nombre del agente del461

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008buquetanque designado (en caso de haberlo), el nombre de los representantes del comprador (encaso de haberlo), las instrucciones sobre la documentación ni el tiempo para el deslastre delbuquetanque, en incumplimiento de la cláusula 9.1.1 del contrato citado.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0311-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción en la elaboración de los "Programas Convenidos deCargamentos" incluya datos tales como: el área geográfica del destino del petróleo crudo, el puerto dedescarga del cargamento, el nombre del buquetanque destinado para recoger el cargamento, elnombre del agente del buquetanque designado (en caso de haberlo), el nombre de los representantesdel comprador (en caso de haberlo), las instrucciones sobre la documentación y el tiempo para eldeslastre del buquetanque, ya que se observó que en esos programas no se incluyeron los datosmencionados, en cumplimiento de la cláusula 9.1 del contrato de compraventa de petróleo crudocelebrado entre Pemex Exploración y Producción y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., del 1de noviembre de 1994, vigente en 2008.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0311-01-002RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción actualice el "Procedimiento Administrativo para laelaboración del Programa Convenido de Cargamentos de Petróleo Crudo para Exportación", con clavenúm. 222-62000-PA-002, ya que se observó que en el anexo 4 "MOG" (Programa Convenido de462

Sector EnergíaCargamentos) del procedimiento referido se omitió establecer que dichos programas deben incluir losdatos siguientes: área geográfica del destino, el puerto de descarga del cargamento, el nombre delbuquetanque destinado para recoger el cargamento, el nombre del agente del buquetanque designado(en caso de haberlo), el nombre de los representantes del comprador (en caso de haberlo), lasinstrucciones sobre la documentación y el tiempo para el deslastre del buquetanque, en cumplimientode la cláusula 9.1 del contrato de compraventa de petróleo crudo celebrado entre Pemex Exploración yProducción y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., del 1 de noviembre de 1994, vigente en2008.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-9-18T4L-02-0311-08-001Promoción de Responsabilidad Administrativa SancionatoriaLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 79, fracciónIV, párrafo primero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15,fracción XV, y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, solicita que el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción, en elámbito de sus atribuciones, realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie elprocedimiento administrativo para el fincamiento de las responsabilidades administrativassancionatorias que se deriven de los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestiónautorizaron que P.M.I Comercio Internacional, S.A. de C.V., presentara a Pemex Exploración yProducción durante 2008, el "Programa Convenido de Cargamentos" mensual, sin especificar el áreageográfica del destino y el puerto de descarga del cargamento, el nombre del buquetanque designadocon las características del mismo, nombre de los agentes del buquetanque y de los representantes delcomprador, así como el tiempo requerido para el deslastre, en incumplimiento de la cláusula 9.1 delcontrato de compraventa de petróleo crudo celebrado entre Pemex Exploración y Producción y P.M.I.Comercio Internacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembre de 1994, vigente en 2008.El Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción proporcionará a la Auditoría Superiorde la Federación la respuesta correspondiente.463

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Acción Promovida08-9-18T4L-02-0311-08-002Promoción de Responsabilidad Administrativa SancionatoriaLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 79, fracciónIV, párrafo primero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15,fracción XV, y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, solicita que el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción, en elámbito de sus atribuciones, realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie elprocedimiento administrativo para el fincamiento de las responsabilidades administrativassancionatorias que se deriven de los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestiónelaboraron las Instrucciones de Embarque de Pemex Exploración y Producción con fecha posterior a lallegada del buquetanque a la terminal de carga, ya que en la revisión de 60 órdenes de venta de CayoArcas y 19 de Dos Bocas, se observó que en 39 y 8 casos, respectivamente, correspondientes afebrero, mayo y septiembre de 2008, la "Instrucción de Embarque de PEP" se realizó de 1 a 29 díasdespués de la llegada del buquetanque, en incumplimiento de las actividades dos y tres, y de ladefinición de la "Instrucción de Embarque" del "Procedimiento Administrativo para el Registro y Controlde la Documentación Generada de la Venta de Hidrocarburos" con clave núm. 222-62000-PA-018, asícomo del artículo 7 de la Ley Federal de Responsabilidades Administrativas de los ServidoresPúblicos.El Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción proporcionará a la Auditoría Superiorde la Federación la respuesta correspondiente.Resultado Núm. 3Sin ObservacionesA fin de verificar la integración de los volúmenes de las mezclas de petróleo crudo de exportación, seanalizaron las bases de datos mensuales de las ventas de exportación, registradas durante 2008 y elConsolidado de Ingresos y Egresos proporcionados por la Subdirección de Administración y Finanzas,la Gerencia de Recursos Financieros y la Subdirección de Distribución y Comercialización de PemexExploración y Producción (PEP), respectivamente, y se compararon con los volúmenes de petróleocrudo de exportación acumulados y presentados en las declaraciones de pago del DerechoExtraordinario sobre la Exportación de Petróleo Crudo de los cuatro trimestres del ejercicio 2008, y secomprobó que los volúmenes fueron los mismos (513,626.0 miles de barriles).464

Sector EnergíaPor otra parte, de la muestra de las órdenes de venta de petróleo crudo de febrero, mayo y septiembrede 2008 del Centro Operativo Cayo Arcas, que incluyen los volúmenes medidos en la Unidad Flotantede Producción, Almacenamiento y Descarga (Floating Production, Storage and Offloading-FPSO)"Yuum K´ak´Náab"; la Unidad Flotante de Almacenamiento y Descarga (Floating, Storage andOffloading-FSO) “Ta Kuntah” y del Centro Operativo Cayo Arcas, se analizaron 57 reportes de cargaen donde se registran el sistema de medición, los medidores utilizados, el volumen grueso y volumenneto a condiciones estándar (60 0F), y se compararon con los volúmenes registrados en las facturasde venta de petróleo crudo, como se muestra a continuación:COMPARACIÓN DE LOS VOLÚMENES CUANTIFICADOSCON LOS SISTEMAS DE MEDICIÓNEN LOS REPORTES DE CARGA DEL FPSO, FSO Y CAYO ARCASY LOS REGISTRADOS EN LAS FACTURAS(Miles de barriles)Punto de venta Reportes de carga Volumen DiferenciaReportes de carga FacturasFPSO 32 14,554,881.0 14,554,881.0 0.0FSO 19 21,825,844.0 21,825,844.0 0.0CAYO ARCAS 6 3,766,345.0 3,766,345.0 0.0Total 57 40,147,070.0 40,147,070.0 0.0FUENTE: Reportes de carga emitidos en el FPSO, el FSO y el Centro Operativo Cayo Arcas.Los volúmenes registrados en las facturas de venta de petróleo crudo y los volúmenes cuantificadosen los medidores y registrados en los reportes de carga citados fueron iguales, en cumplimiento de lacláusula 11, del contrato de compraventa de petróleo crudo celebrado entre PEP y P.M.I. ComercioInternacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembre de 1994, vigente en 2008.Resultado Núm. 4 Observación Núm. 1A fin de verificar los instrumentos empleados para medir los volúmenes de exportación de petróleocrudo de las ventas de exportación de febrero, mayo y septiembre de 2008, se eligieron tres puntos deexportación: la Terminal Marítima Dos Bocas (Región Marina Suroeste), la Unidad Flotante deProducción, Almacenamiento y Descarga (Floating Production, Storage and Offloading-FPSO) "YuumK´ak´Náab" del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap (Región Marina Noreste), y el Centro Operativo CayoArcas (Región Marina Noreste). En agosto de 2009 se realizó una visita a esos puntos de exportacióny se determinó lo siguiente:465

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008A) Terminal Marítima Dos BocasLa Terminal Marítima Dos Bocas es un punto de venta o de transferencia de custodia; en el 2008, seexportaron y facturaron 49,298.2 miles de barriles de petróleo crudo, conformados por 40,874.3 y8,423.9 miles de barriles de crudo Maya e Istmo, que representó el 9.6% de los 513,626.0 miles debarriles del total nacional, como sigue:CRUDO MAYA E ISTMO EXPORTADO POR LA TERMINAL MARÍTIMADOS BOCAS Y SU REPRESENTATIVIDAD EN LA EXPORTACIÓN NACIONAL, 2008(Miles de barriles)MesVolumen exportadoTotalMaya Istmo Total nacional%Enero 584.1 (4.7) 579.4 44,463.0 1.3Febrero 500.4 968.7 1,469.1 41,433.8 3.5Marzo 2,261.4 2,448.2 4,709.6 50,465.8 9.3Abril 324.8 4,177.7 4,502.5 43,164.6 10.4Mayo 204.5 3,330.6 3,535.1 42,655.5 8.3Junio 204.1 5,091.2 5,295.3 42,457.5 12.5Julio 407.4 3,945.2 4,352.6 42,671.4 10.2Agosto 197.5 3,156.5 3,354.0 43,902.5 7.6Septiembre 223.1 1,248.5 1,471.6 31,799.1 4.6Octubre 1,226.4 4,367.3 5,593.7 44,450.5 12.6Noviembre 2,085.6 6,461.0 8,546.6 45,016.3 19.0Diciembre 204.6 5,684.1 5,888.7 41,146.0 14.3Total 8,423.9 40,874.3 49,298.2 513,626.0 9.6FUENTE: Consolidado de Ingresos y Egresos de Pemex Exploración y Producción, 2008.Se comprobó que en la Terminal Marítima Dos Bocas se recibe parte de la producción de las regionesmarinas Noreste y Suroeste por cuatro oleoductos de 36 pulgadas de diámetro; los ductos uno, dos ycuatro transportan crudo pesado (Maya) proveniente de los centros procesadores Akal-L, Akal-J, Akal-C y Nohoch-A, y mediante el ducto tres se recibe crudo ligero (Istmo) del Activo Integral Litoral deTabasco de la Región Marina Suroeste.El crudo se almacena en tanques de 500.0 miles de barriles de capacidad para terminar suestabilización y deshidratación; una vez estabilizados los crudos Maya e Istmo se envían a lasmonoboyas para su exportación.Se constató que para medir los volúmenes de exportación de los crudos Maya e Istmo en la TerminalMarítima Dos Bocas se emplean dos sistemas de medición denominados 100 y 200. El sistema 100está formado por 11 medidores tipo turbina de 8 pulgadas de diámetro (FT-101 a FT-111) y unprobador volumétrico bidireccional de 24 pulgadas de diámetro; el sistema 200 consta de seis466

Sector Energíamedidores de tipo turbina de 12 pulgadas de diámetro (FT-201 a FT-206) y un probador volumétricounidireccional de 24 pulgadas de diámetro.Con la revisión de números de identificación (TAG) de los medidores, se constató que correspondían alos señalados en los Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI´S) núms. A-169 y A-170,aprobados por la Superintendencia de Mantenimiento a Equipo Dinámico e Instalaciones de la RegiónMarina Suroeste, en cumplimiento del “Manual of Petroleum, Measurement Standards, Chapter 5—Metering, Section 3—Measurement of Liquid, Hydrocarbons by Turbine Meters” (Manual del Petróleo,Estándar de Medidas, Capítulo 5-Medición, Sección 3-Medición de Hidrocarburos Líquidos empleandoMedidores Tipo Turbina), emitido por el American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)en septiembre de 2005, y vigente en el ejercicio fiscal del 2008, y del artículo 53, párrafos segundo ytercero, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.Además, se constató que la calibración y certificación de los probadores volumétricos con número deserie 701 Y MDP-273 se realizó de conformidad con lo establecido en el “Instructivo para calibración ycertificación de los sistemas de medición 100 y 200”, con clave núm. 270-60017-GC-307-608,autorizado por la Superintendencia de Medición y Control de Calidad de Aceite de la Gerencia deTransporte y Distribución de Hidrocarburos de la Región Marina Suroeste, vigente en 2008.Asimismo, se revisaron los dictámenes de calibración del 18 de junio y del 4 de julio de 2008, emitidospor la compañía Fujisan Survey, S.A. de C.V. (laboratorio certificado por el Centro Nacional deMetrología), correspondientes a los probadores volumétricos de los sistemas de medición 100 y 200,respectivamente, y se constató que los números de serie de los probadores correspondieron a losestablecidos en los dictámenes citados, en cumplimiento del “Manual of Petroleum, MeasurementStandards, Chapter 5—Metering, Section 3—Measurement of Liquid, Hydrocarbons by Turbine Meters”(Manual del Petróleo, Estándar de Medidas, Capítulo 5-Medición, Sección 3-Medición deHidrocarburos Líquidos empleando Medidores Tipo Turbina), emitido por el American PetroleumInstitute (Instituto Americano del Petróleo) en septiembre de 2005, y vigente en 2008, y del artículo 53,párrafos segundo y tercero, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.B) Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (Floating, Production, Storage andOffloading FPSO) "Yùum K’ak’náab".En 2008 el FPSO exportó 143,054.4 miles de barriles de petróleo crudo Maya, el 27.9% del totalnacional, como se muestra a continuación:467

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008CRUDO MAYA EXPORTADO POR EL FPSOY SU REPRESENTATIVIDAD EN EL TOTAL NACIONAL, 2008(Miles de barriles)Mes Exportación %NacionalFPSOEnero 44,463.0 14,221.9 32.0Febrero 41,433.8 13,182.4 31.8Marzo 50,465.8 8,727.9 17.3Abril 43,164.6 9,086.7 21.1Mayo 42,655.5 10,259.2 24.1Junio 42,457.5 11,422.5 26.9Julio 42,671.4 12,145.5 28.5Agosto 43,902.5 12,213.9 27.8Septiembre 31,799.1 11,609.0 36.5Octubre 44,450.5 13,696.6 30.8Noviembre 45,016.3 13,685.7 30.4Diciembre 41,146.0 12,803.1 31.1Total 513,626.0 143,054.4 27.9FUENTE: Oficio núm. PEP-SAF-GCG-682-2009 del 20 de julio de 2009.El FPSO no es considerado como un punto de exportación a pesar de que sí realiza estasoperaciones, es considerado como un punto de carga y las facturas de venta fueron emitidas en CayoArcas.La Subdirección de Distribución y Comercialización de Pemex Exploración y Producción (PEP),informó que por flexibilidad operativa y de beneficio económico para la empresa, el punto exportaciónCayo Arcas en la Región Marina está conformado por tres posiciones de carga: FPSO, FSO y BoyasTorre Fija.Asimismo, señaló que en el Diario Oficial de la Federación del 17 de julio de 2009 se emitió el “Decretopor el que se habilitan con el carácter de puertos los lugares denominados: Los Barriles, en elMunicipio de La Paz, Baja California Sur; y Yúum K Ak Náab y Takuntah, en la Sonda de Campeche”,donde se declara legalmente como Puertos a los Artefactos Navales FSO (Ta´Kuntah) y FPSO (YúumKák Náab) en la Sonda de Campeche. Con el oficio número PEP-SDC-GO-483/2009 del 24 deseptiembre de 2009, la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP solicitó a la DirecciónComercial de Crudo de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., hacerlo del conocimiento de losclientes compradores de petróleo crudo.468

Sector EnergíaSe constató que para cuantificar los volúmenes de petróleo crudo Maya en el FPSO se tiene instaladoun sistema de medición formado por cinco trenes de medidores ultrasónicos. Se revisaron losdictámenes de calibración números FSFL-CCMT-4617/08, FSFL-CCMT-4618/08, FSFL-CCMT-4619/08, FSFL-CCMT-4620/08 y FSFL-CCMT-4621/08, emitidos por la compañía Fujisan Survey, S.A.de C.V. el 21 de diciembre de 2008, para los medidores ultrasónicos FT-8911 (A), FT-8912 (B), FT-8915 (C), FT-8918 (D) y FT-8921 (E), respectivamente, y se observó que los números de serie de loscinco medidores ultrasónicos del sistema 8900 no correspondieron con los registrados en losdictámenes de calibración, en incumplimiento de la sección 8.2.4 “Certificado, Informe o Dictamen deCalibración”, de la Norma de Referencia NFR-111-PEMEX-2006 “Equipos de Medición y Servicios deMetrología”, emitida por el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios el 12 de agosto de 2006, vigente en 2008, como se muestra a continuación:COMPARATIVO NÚMEROS DE SERIE DE MEDIDORES ULTRASÓNICOS REGISTRADOS ENDICTAMENES DE CALIBRACIÓN CON NÚMEROS DE SERIE FÍSICOS DEL FPSOInstalaciónPatín demediciónFPSO 8900Número deidentificación(TAG)FT-8911 (A)FT-8912 (B)FT-8915 (C)FT-8918 (D)FT-8921 (E)DictamenFSFL-CCMT-4617/08FSFL-CCMT-4618/08FSFL-CCMT-4619/08FSFL-CCMT-4620/08FSFL-CCMT-4621/08Fechacalibración21/12/200821/12/200821/12/200821/12/200822/12/2008Núm. de serieVerificadoDictamenen campo51118002 5111900151117001 5112100151119001 5111900251121001 5111700151119002 51118002FUENTE: Dictámenes de calibración de los medidores ultrasónicos y visita de inspección realizada alFPSO.Al respecto, PEP proporcionó el oficio núm. FSO090814-SG-92 del 14 de agosto de 2009 en donde lacompañía Fujisan Survey, S.A. de C.V., informó que “Referente a la observación y número de serieinvertidos en los medidores ultrasónicos a bordo del FPSO Yùum K’ak’náab, se confirma que losnúmeros de TAG´S no corresponden al número de serie. Este error es causado por un descuidodurante el proceso de captura de datos".469

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008“Los números de serie correspondientes a los TAG´S, como sigue:”TAG No.Serie numeroFT-8911-A 51119001FT-8912-B51121001FT-8915-C 51119002FT-8918-D 51117001FT-8921-E51118002“La corrección del número de serie de los medidores en ningún momento afecta el proceso demedición y operación.”Conviene mencionar que en los reportes de carga (Metering Batch Report), aprobados por elsupervisor marino y por el inspector independiente en el FPSO, en el apartado donde se establece lacantidad de petróleo crudo que es cuantificado en cada medidor ultrasónico, los números de serie delos medidores presentan el mismo error que en los dictámenes de calibración, ya que no correspondena los revisados en campo, lo cual denota que no fue un error de captura por parte de la empresaFujisan Survey, S.A. de C.V.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, mediante eloficio núm. PEP-SRMNE-AAIKMZ-4-2010 del 4 de enero de 2010, la Administración del Activo IntegralKu Maloob Zaap indicó que en enero de 2010 se realizaría la renovación de los certificados decalibración de los medidores ultrasónicos, en la cual está contemplado realizar las correcciones de losTAG´s y de los números de serie tanto en los certificados de calibración como en la emisión de losreportes de carga.C) Centro Operativo Cayo ArcasEn el Centro Operativo Cayo Arcas se facturaron 409,171.2 miles de barriles de petróleo crudo Mayaen 2008, el 79.7% del total nacional, como se muestra a continuación:470

Sector EnergíaCRUDO MAYA FACTURADO POR EL CENTRO OPERATIVO CAYO ARCASY SU REPRESENTATIVIDAD EN LA EXPORTACIÓN NACIONAL, 2008(Miles de barriles)Mes Exportación %Nacional Cayo ArcasEnero 44,463.0 39,233.2 88.2Febrero 41,433.8 34,787.9 84.0Marzo 50,465.8 40,351.1 80.0Abril 43,164.6 33,712.9 78.1Mayo 42,655.5 35,578.7 83.4Junio 42,457.5 33,203.7 78.2Julio 42,671.4 33,341.8 78.1Agosto 43,902.5 34,672.2 79.0Septiembre 31,799.1 27,489.3 86.4Octubre 44,450.5 34,244.2 77.0Noviembre 45,016.3 31,418.8 69.8Diciembre 41,146.0 31,137.4 75.7Total 513,626.0 409,171.2 79.7FUENTE: Consolidado de Ingresos y Egresos de Pemex Exploración yProducción, 2008.Con la revisión de la facturas y de las órdenes de venta, se comprobó que las ventas reportadas por elCentro Operativo Cayo Arcas incluyeron las efectuadas por el Floating Production, Storage andOffloading (FPSO) "Yuum K´ak´Náab" y el Floating, Storage and Offloading (FSO) “Ta Kuntah”, ya queen este punto de venta se emiten las facturas de esos puntos de carga.Se constató que para cuantificar los volúmenes de petróleo crudo el centro operativo tiene instaladosdos sistemas de medición denominados 100 y 200, los cuales están formados por cinco trenes demedidores de desplazamiento positivo y un probador volumétrico bidireccional con núm. de serie 737,utilizado para calibrar los medidores de desplazamiento positivo.Se revisó el dictamen de calibración del 16 de enero de 2008 y se constató que el número de serie delprobador bidireccional correspondió con el registrado en el dictamen citado. Asimismo, se cotejaron losnúmeros de serie de los medidores de desplazamiento positivo registrados en los dictámenes decalibración con los números físicos en los sistemas de medición 100 y 200, como se muestra acontinuación:471

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008COMPARATIVO DE NÚMEROS DE SERIE DE MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVOREGISTRADOS EN DICTÁMENES DE CALIBRACIÓN CON NÚMEROS DE SERIE FÍSICOS DELCENTRO OPERATIVO CAYO ARCASInstalaciónSistemademediciónNúmero deidentificación(TAG)DictamenFechacalibraciónDictamenNúmero de serieVerificadoCayo Arcas100200FT-110 FSFL-CCDP-0075/08 21/01/2008 CB-121977 CB-121977FT-120 FSFL-CCDP-0076/08 23/01/2008 CB-121970 CB-121970FT-130 FSFL-CCDP-0077/08 23/01/2008 CB-121957 CB-121957FT-140 FSFL-CCDP-0078/08 23/01/2008 CB-121974 CB-121974FT-150 FSFL-CCDP-0079/08 23/01/2008 CB-121971 CB-121971FT-210 FSFL-CCDP-0080/08 22/01/2008 CB-121975 CB-121969FT-220 FSFL-CCDP-0081/08 22/01/2008 CB-121968 CB-121973FT-230 FSFL-CCDP-0082/08 22/01/2008 CB-121972 --FT-240 FSFL-CCDP-0083/08 22/01/2008 CB-121973 --FT-250 FSFL-CCDP-0084/08 22/01/2008 CB-121969 --FUENTE: Dictámenes de calibración y visita de inspección.Se constató que dos números de serie de los medidores del sistema de medición 200 nocorrespondieron con los registrados en los dictámenes de calibración emitidos por la compañía FujisanSurvey, S.A. de C.V., el 22 de enero de 2008.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, laGerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos, Marina Noreste de PEP proporcionó losdictámenes de calibración números FSFL-CCDP-0080A/2008, FSFL-CCDP-0081A/2008, FSFL-CCDP-0082/2008, FSFL-CCDP-0083A/2008 y FSFL-CCDP-0084A/2008 para los medidores dedesplazamiento positivo con número de serie CB-121969, CB-121973, CB-121972, CB-121968 y CB-121975, en donde se hicieron las correcciones a los números de serie de los medidores del sistema demedición 200.Asimismo, se observó que los números de identificación (TAG) de los medidores núms. FT-230, FT-240 y FT-250 estaban cubiertos de pintura, por lo que no fue posible constatar si los números de seriecorrespondían a los establecidos en los dictámenes citados.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, laGerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos, Marina Noreste de PEP proporcionóevidencia fotográfica de los TAG de los medidores FT-230, FT-240 y FT-250 donde se aprecia que yason identificables los números de serie establecidos en los dictámenes de calibración.472

Sector EnergíaAcción Promovida08-1-18T4L-02-0311-01-003RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción renueve los certificados de calibración de los cincomedidores ultrasónicos del sistema 8900 instalado en la Unidad Flotante de Producción,Almacenamiento y Descarga (Floating, Production, Storage and Offloading FPSO) "Yùum K'ak'náab", afin de que se realicen las correcciones de los TAG´s y de los números de serie tanto en los certificadosde calibración como en los reportes de carga, ya que se observó que los números de serie nocorrespondieron con los registrados en los dictámenes de calibración, en cumplimiento de la sección8.2.4 "Certificado, Informe o Dictamen de Calibración", de la Norma de Referencia NFR-111-PEMEX-2006 "Equipos de Medición y Servicios de Metrología".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 5Sin ObservacionesA fin de verificar que Pemex Exploración y Producción (PEP) cumplió el Programa de Mantenimiento yCalibración de los instrumentos para medir los volúmenes de petróleo crudo exportado, deconformidad con el artículo 21, fracción XIII, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados conlas Mismas, se analizó el Programa de Mantenimiento y Calibración del Centro Operativo Cayo Arcasdel Comité de Calibración de la Región Marina Noreste conformado por los subsistemas decalibración, paquetes de medición y válvulas de proceso, con los resultados siguientes:473

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO Y CALIBRACIÓN DEL CENTROOPERATIVO CAYO ARCAS, 2008Calibración Paquetes de medición Válvulas de procesoMes Programado Real Programado Real Programado RealEnero 1.0 1.0 6.0 6.0 12.0 12.0Febrero 0.0 0.0 5.0 5.0 6.0 5.0Marzo 0.0 0.0 5.0 5.0 5.0 5.0Abril 1.0 0.0 4.0 3.0 10.0 8.0Mayo 0.0 0.0 7.0 7.0 6.0 6.0Junio 0.0 0.0 4.0 4.0 5.0 5.0Julio 1.0 0.0 5.0 2.0 9.0 0.0Agosto 0.0 0.0 6.0 0.0 5.0 0.0Septiembre 0.0 0.0 3.0 3.0 6.0 6.0Octubre 1.0 1.0 7.0 7.0 12.0 7.0Noviembre 0.0 0.0 4.0 4.0 0.0 0.0Diciembre 0.0 0.0 5.0 5.0 11.0 9.0Total 4.0 2.0 61.0 51.0 87.0 63.0% Cumplimiento 50.0 83.6 72.4FUENTE: Programa de Mantenimiento y Calibración del Centro Operativo Cayo Arcas del 2008.En 2008 PEP alcanzó un promedio de 76.3% de cumplimiento al Programa de Mantenimiento yCalibración, conformado por el 50.0% de las actividades de calibración programadas; 83.6% de lospaquetes de medición, y el 72.4% de válvulas de proceso.Al respecto, PEP informó que en el 2008 se ejecutaron los contratos números 420836813 y420837806, para la sustitución del módulo habitacional instalado en Cayo Arcas por un módulohabitacional nuevo, por lo cual la instalación quedó fuera de operación en un lapso de 90 díascalendario, comprendidos entre el periodo de abril a agosto, debido a que para dar oportunidad a laejecución de los múltiples trabajos que se desarrollaron a bordo del centro operativo por parte delpersonal de los contratos antes citados, se limitó el acceso a la plantilla completa de mantenimiento,por cuestiones de espacios y para no obstaculizar los trabajos y por medidas de seguridad, encumplimiento del artículo 21, fracción XIII, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados conlas Mismas.Resultado Núm. 6Sin ObservacionesA fin de verificar el cumplimiento de metas y objetivos relacionados con los ingresos por ventas deexportación de petróleo crudo, se revisó el Programa Operativo Anual (POA) de Pemex Exploración yProducción (PEP) de 2008 y se comparó con el Consolidado de Ingresos y Egresos (CODIE) del474

Sector Energíamismo año elaborado por la Subdirección de Distribución y Comercialización de PEP, el cual contienela información real proveniente de las áreas operativas de PEP, como se muestra a continuación:COMPARATIVO ENTRE EL PROGRAMA OPERATIVO ANUALY EL CONSOLIDADO DE INGRESOS Y EGRESOS, 2008.Concepto POA CODIE (Real) Diferencia Cumplimiento (%)Exportación de crudo (Miles de barriles) 615,978.2 513,626.0 (102,352.2) 83.4Ingresos (Miles de Dólares) 30,182,932.8 43,281,299.9 13,098,367.1 143.4Precio de exportación (Dólares/Barril) 48.9 84.4 35.5 172.6FUENTE: Programa Operativo Anual y Consolidado de Ingresos y Egresos de PEP de 2008.Nota:Conviene señalar que el CODIE no contempla las provisiones de los ajustes en precio de crudomaya por los embarques que tardan mas de tres meses en determinar el precio definitivo de 2008,por menos 3,805.4 miles de dólares, equivalentes a 51,518.3 miles de pesos que se encuentranregistrados contablemente.Se comprobó que en 2008 PEP exportó 513,626.0 miles de barriles, el 83.4% de los 615,978.2 milesde barriles programados.Se obtuvieron ingresos adicionales a los programados por 13,098,367.1 miles de dólares, montosuperior en 43.4% respecto de los 30,182,932.8 programados, debido a que para 2008 la mezclamexicana de exportación registró un precio de venta de 84.3 dólares por barril, superior en 35.5dólares respecto de los 48.9 dólares por barril previstos en el POA.Por otra parte, se compararon las cifras de las plataformas de extracción y exportación de petróleocrudo establecidas en el artículo 7, párrafo último, de la Ley de Ingresos de la Federación para elEjercicio Fiscal de 2008 (LIF 2008), en la Estrategia Programática y en los Indicadores de Desempeñodel Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008 (PEF 2008), con las cifrasreales establecidas en el CODIE 2008, como se muestra a continuación:475

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008COMPARATIVO PLATAFORMAS DE EXTRACCIÓN Y EXPORTACIÓN ESTABLECIDASEN LA LIF 2008, EL PEF 2008 Y LAS REALES, 2008(Miles de barriles)Plataforma de extracciónPlataforma de exportaciónCumplimientoCumplimientoEstablecida Diferencia1Establecida Diferencia1(%)(%)LIF 1,171,200.0 (149,483.2) 87.2 622,200.0 (108,574.0) 82.5PEF (EstrategiaProgramática)1,147,044.0 (125,327.2) 89.1 615,978.2 (102,352.2) 83.4PEF(Indicadores)1,145,214.0 (123,497.2) 89.2 603,168.0 (89,542.0) 85.2Real 1,021,716.8 513,626.0FUENTE: LIF 2008, PEF 2008 y Consolidado de Ingresos y Egresos de PEP de 2008.1 Comparativo del importe establecido contra cifras reales.A) ExtracciónCabe señalar que el Sistema Nacional de Información de la Producción (SNIP) reportó en el 2008originalmente 1,024,299.8 miles de barriles cifra que se disminuyó en 2,583.0 miles de barrilesdespués de realizar un ajuste de agua en el Activo Integral Cantarell de enero a julio del mismo año,por lo que la extracción de petróleo crudo real fue de 1,021,716.8 miles de barriles, cifra menor en9.2% de los 1,124,835.2 miles de barriles producidos en 2007, como se detalla a continuación:476

Sector EnergíaEXTRACCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDO 2007 Y 2008(Miles de barriles)100,000.095,000.097,425.398,656.895,473.796,423.896,177.098,144.094,816.892,845.0MILES DE BARRILES90,000.085,000.090,754.788,133.684,363.488,002.686,522.584,988.688,128.985,477.787,027.091,583.384,228.486,131.8 85,526.181,674.882,719.080,000.081,327.275,000.0ENEROFEBREROMARZOABRILMAYOJUNIOJULIOAGOSTOSEPTIEMBREOCTUBRENOVIEMBREDICIEMBRE2007 2008FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) 2007 y 2008, del SNIP.Conforme a la información proporcionada por PEP, la disminución en la extracción de petróleo crudose debió fundamentalmente a la reducción en 30.3% de la extracción proveniente del Activo IntegralCantarell, al pasar de 546,215.8 miles de barriles en 2007 a 380,461.6 miles de barriles en el 2008,como se muestra a continuación:477

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008EXTRACCIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDO EN EL ACTIVOINTEGRAL CANTARELL 2007 Y 200855,000.050,000.049,847.5 49,860.5 49,863.948,585.148,054.648,441.445,000.044,349.544,790.9MILES DE BARRILES40,000.035,000.030,000.038,484.534,856.035,439.833,103.833,163.831,334.731,112.741,809.230,630.141,792.029,374.6 29,344.739,008.227,176.739,813.026,440.225,000.020,000.0ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC2007 2008FUENTE: Base de datos de extracción de petróleo crudo (ZRPD1) del SNIP 2007 y 2008B) ExportaciónPEP exportó 513,626.0 miles de barriles, el 83.4% de los 615,978.2 miles de barriles programados enla Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio de 2008,cifra que se consideró para elaborar el POA.Para verificar las causas que impidieron cumplir con la plataforma de exportación establecida en la Leyde Ingresos de la Federación y el PEF para el ejercicio de 2008, se revisó el apartado IV “Informe delDirector General”, del Acta de la Sesión Ordinaria 124 del Consejo de Administración de PEP del 23 demarzo de 2009, el cual señaló que “las principales causas que provocaron no alcanzar las metasfijadas en la plataforma de exportación fue la disminución en la extracción de petróleo crudo, debido auna mayor declinación natural de la producción y al incremento del avance de los contactos gas-aceitey agua-aceite en el Activo Integral Cantarell de la Región Marina Noreste, así como al cierre de pozospor altos inventarios resultantes de la cancelación de cargamentos para exportación por fenómenosmeteorológicos adversos en el sur de Estados Unidos”.478

Sector EnergíaDe acuerdo con el CODIE, en el 2008 el volumen exportado de petróleo crudo fue de 513,626.0 milesde barriles, cifra menor en 101,816.3 miles de barriles (el 16.5%), de los 615,442.3 miles de barrilesexportados en el 2007 y registrados en el CODIE de 2007, como se muestra a continuación:EXPORTACIÓN MENSUAL DE PETRÓLEO CRUDO 2007 Y 2008(Miles de barriles)60,000.055,000.050,000.055,246.349,047.5 49,656.7 50,465.850,372.554,511.352,094.354,509.550,532.3 50,361.246,583.756,143.946,383.1MILES DE BARRILES45,000.040,000.035,000.044,463.041,433.842,457.542,671.443,902.543,164.6 42,655.531,799.144,450.545,016.341,146.030,000.025,000.020,000.0ENEROFEBREROMARZOABRILMAYOJUNIOJULIOAGOSTOSEPTIEMBREOCTUBRENOVIEMBREDICIEMBRE2007 2008FUENTE: CODIE 2007 y 2008.Asimismo, se contó con la información siguiente:a. Los reportes diarios de producción de los activos integrales Cantarell y Ku Maloob-Zaap de laRegión Marina Noreste de 2008, en los que se informa que durante 2008 se realizaron cierresde pozos debido a la alta Relación Gas Aceite (RGA).De acuerdo con los reportes de septiembre y octubre de 2008, del 23 de septiembre al 6 deoctubre de 2008, en dichos activos integrales se aplicó un plan de contingencia (cierre depozos) por altos inventarios de petróleo crudo.b. Los reportes trimestrales de resultados financieros de Petróleos Mexicanos de 2008, emitidospor su Dirección Corporativa de Finanzas, en los que se informó que durante el primero,segundo y cuarto trimestres el volumen de exportación disminuyó respecto delcorrespondiente a 2007, debido a una menor producción de crudo; en cuanto al tercer479

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008trimestre, la disminución se debió a una menor producción de petróleo crudo y a cargamentosdiferidos por el cierre de refinerías en la costa del Golfo de Estados Unidos ocasionados porel huracán “Ike”.c. El apartado IV “Informe del Director General”, del Acta de la Sesión Ordinaria 124 del Consejode Administración de PEP del 23 de marzo de 2009, donde el organismo informó que “El pasode los huracanes “Gustav” e “Ike” por la costa Norte del Golfo de México, a finales de agosto yen el mes de septiembre de 2008, respectivamente, derivó en la suspensión de lasoperaciones de refinerías estadounidenses consumidoras de crudo mexicano”.“Dicha situación, aunada a las condiciones meteorológicas adversas que impactaron a lasonda de Campeche, ocasionaron cierre de puertos mexicanos y retrasos, diferimientos ycancelaciones de cargamentos de petróleo crudo de exportación programados para los mesesde septiembre y octubre de 2008 con destino al mercado estadounidense”.“Las refinerías que procesan crudo mexicano tienen una capacidad total de refinación de 2millones 164 mil barriles diarios, de los cuales 862 mil barriles son de crudo Maya y 213 milbarriles son de crudo Olmeca. Estas refinerías corresponden a los sistemas de Valero,ExxonMobil, ConocoPhillips y la refinería de Shell/Pemex Deer Park. Derivado de losfenómenos meteorológicos, las compañías refinadoras declararon fuerza mayor en diversasocasiones, no sólo para recibir el crudo proveniente de México, sino para todo el crudoprogramado para recibirse en la costa norteamericana del Golfo de México en ese periodo”.d. La Gerencia de Control Presupuestal de PEP y Corporativo informó que “Durante el tercertrimestre hubo un fuerte impacto operativo por los fenómenos climatológicos que afectaronTexas y Louisiana. En agosto el huracán “Edgard” ocasionó una reducción en el nivel deprocesamiento durante cinco días, afectando de igual manera el nivel de utilización promedioque alcanzó el 86.7%. En septiembre, el huracán “Ike” forzó a la refinería a suspenderoperaciones por ocho días con lo que el nivel de procesamiento de la refinería cayó a 63.0%”.Por lo expuesto, las causas que impidieron a PEP alcanzar las metas establecidas en el PEF 2008,fueron la disminución en la extracción de petróleo crudo aunada a la declinación natural del ActivoCantarell y a las afectaciones provocadas por los huracanes “Gustav” e “Ike”, lo que ocasionó lasuspensión de operaciones de las refinerías estadounidenses en la costa Norte del Golfo de México afinales de agosto y en septiembre, respectivamente, lo que derivó en el cierre de puertos mexicanos yretrasos, diferimientos y cancelaciones de cargamentos de petróleo crudo de exportación programadospara el mercado estadounidense en septiembre y octubre de 2008, en cumplimiento de la EstrategiaProgramática del Presupuesto de Egresos de la Federación 2008.480

Sector EnergíaResultado Núm. 7 Observación Núm. 1A fin de comprobar que las notas de crédito contaron con el soporte necesario y suficiente para evaluarel cálculo de los importes de los reclamos por ajuste en volumen y calidad, así como por ajuste enprecios con base en la facturación y volumen de las ventas de petróleo crudo para exportación, seanalizó la información proporcionada por las gerencias de Estrategias de Comercialización deHidrocarburos (GECH), y de Recursos Financieros (GRF) de Pemex Exploración y Producción (PEP).Para las ventas de exportación de petróleo crudo de 2008 por 467,589,333.5 miles de pesos, seelaboraron 107 notas de crédito por 818,266.3 miles de dólares, equivalentes a 9,258,242.5 miles depesos, a un tipo de cambio promedio de 11.31 pesos por dólar, el 2.0% de las ventas de exportación.De las 107 notas de crédito, 24 correspondieron a “ajuste en volumen” por 43.1 miles de barriles depetróleo crudo por 3,558.3 miles de dólares, equivalentes a 38,343.6 miles de pesos, al tipo de cambiopromedio de 10.78 pesos por dólar, y las restantes 83 por “ajuste en precio” por 814,708.0 miles dedólares, equivalentes a 9,219,898.9 miles de pesos al tipo de cambio promedio de 11.32 pesos pordólar.Se verificó de manera general que como soporte de la operación, el organismo cuenta con el oficio de“procedencia del reclamo presentado por calidad o volumen por P.M.I. o PEP, autorizando el ajuste”, labase de datos de reclamos de excel y el correo electrónico de la GECH al responsable de lafacturación para que se elaboren las notas y el registro en la base de datos de reclamos, de acuerdocon el “Procedimiento administrativo para generar la solicitud de nota de crédito o débito por ajustes envolumen o calidad debido a la venta de petróleo crudo de exportación”, con clave núm. 222-62000-PA-012, elaborado por la Coordinación de Comercialización de Aceite, autorizado por la GECH y vigenteen 2008.Además, se comprobó que el organismo cuenta con la documentación soporte de las notas de créditopor “ajuste en volumen”, la cual está cargada en el sistema “Livelink”; sin embargo, se observó que enel procedimiento referido no se especifica el proceso para el control de la emisión de notas de crédito,en incumplimiento del objetivo del procedimiento señalado, que a la letra dice: “Establecer lasactividades necesarias para la evaluación del cálculo de los importes de reclamos por ajuste devolumen y/o calidad en base a los precios en la facturación y volumen de ventas de la carga debuquetanques de petróleo crudo para exportación, presentados a PEP por P.M.I. ComercioInternacional S.A. de C.V”.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 15 deenero de 2010 la GECH de la Subdirección de Distribución y Comercialización señaló que “la entidad481

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008fiscalizada cuenta con los procedimientos en los cuales se establece el proceso para el control de laemisión de una nota de crédito, así como la indicación del resguardo de la documentación soportegenerada.Esto puede ser verificado en los siguientes procedimientos:1. 222-62000-PA-006 Procedimiento para la autorización del pago de demoras (actividad 12)2. 222-62000-PA-011 Procedimiento para facturar NC/ND, servicios e intereses (actividad 19)”.La actividad número 19 del procedimiento con clave núm. 222-62000-PA-011 establece que: “Recibe yresguarda la aprobación, y envía mediante oficio al cliente comercial en cuestión la relación dedocumentos generados, turnando copia para conocimiento a la GRF”; y la actividad 12 delprocedimiento con clave núm. 222-62000-PA-006 establece que: “Escanea en formato PDF de Acrobatla documentación completa generada de la autorización del pago de las demoras y se registra en elsistema Livelink”.De lo anterior, se desprende que las actividades para llevar a cabo la evaluación del cálculo de losimportes de una nota de crédito no se encuentran establecidas en el “Procedimiento administrativopara generar la solicitud de nota de crédito o débito por ajustes en volumen o calidad debido a la ventade petróleo crudo de exportación”, con clave núm. 222-62000-PA-012, en incumplimiento del objetivodel mismo, toda vez que se encuentran en las actividades del “Procedimiento Administrativo paraFacturar Notas de Crédito, Débito, Servicios de Compresión e Intereses Overnight por laComercialización de Hidrocarburos“, con clave núm. 222-62000-PA-011, lo de denota que no seencuentra actualizado el objetivo y actividades del procedimiento con clave núm. 222-62000-PA-012,en incumplimiento del artículo 19 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.Se seleccionaron tres notas de crédito por “ajuste en volumen” por 798.3 miles de dólares,equivalentes a 8,584.5 miles de pesos al tipo de cambio promedio de 10.75 pesos por dólar, unaperteneciente al punto de venta Dos Bocas y dos de Cayo Arcas.482

Sector EnergíaMUESTRA DE LAS NOTAS DE CRÉDITO POR “AJUSTE EN VOLUMEN” DERIVADAS DE LASVENTAS DE EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO, 2008Orden deVentaReferenciaFacturaNota decréditoFecha doc.(Miles)ImporteDólares PesosTipo deCrudoVolumenTerminal deCarga07-RYT-014 93106993 96103592 15-02-08 457.1 4,996.2 Maya 7,221 Dos Bocas08-CYP-010 93108033 96103610 21-05-08 159.8 1,717.0 Maya 2,014 C. Arcas08-CYP-036 93108435 96103632 30-09-08 181.4 1,871.3 Maya 1,583 C. ArcasTotal 798.3 8,584.5FUENTE: Base de datos de ventas de exportación registradas durante 2008 y base de datos de notas decrédito, proporcionadas por la GRF y la GECH, respectivamente.Se verificó que los importes reclamados y presentados en las notas de crédito correspondieron a losdeterminados entre PEP y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., establecidos en el documento“Solicitud de emisión de nota de crédito a P.M.I. por reclamo procedente” y en la “Base de datos dereclamos de Excel”, proporcionada por la GECH de PEP, en cumplimiento de las actividades 1 y 6 del“Procedimiento administrativo para generar la solicitud de nota de crédito o débito por ajustes envolumen o calidad debido a la venta de petróleo crudo de exportación”, con clave 222-62000-PA-012,elaborado por la Coordinación de Comercialización de Aceite, autorizado por la GECH y vigente en2008.También se seleccionaron 12 notas de crédito por "ajuste en precio" por 201,292.9 miles de dólares,equivalentes a 2,154,237.9 miles de pesos, al tipo de cambio promedio de 10.7020 pesos por dólar, delos cuales 11 correspondieron al punto de venta Cayo Arcas, y una a la Terminal Madero, como semuestra a continuación:483

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008MUESTRA DE NOTAS DE CRÉDITO POR “AJUSTE EN PRECIO” DERIVADAS DE VENTAS DEEXPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO, 2008(Miles)Orden de Referencia Nota deImporteTipo de Terminal deFechaventa factura créditoDólares Pesos crudo carga07-RID-007 93107877 96103584 25-01-08 5,038.9 54,522.3 Maya Cayo Arcas07-RYT-037 93107688 96103589 11-02-08 4,449.5 48,667.9 Maya Cayo Arcas08-SHU-002 93108170 96103604 17/04-08 543.5 5,804.5 Maya Cayo Arcas07-RID-007 93107877 96103605 29-04-08 1,295.7 14,020.0 Maya Cayo Arcas07-RYT-039 93107793 96103606 29-04-08 702.1 7,650.5 Maya Cayo Arcas07-RYT-040 93107804 96103607 29-04-08 697.9 7,562.6 Maya Cayo Arcas08-HCS-010 93108374 96103612 30-06-08 719.0 7,466.9 Altamira T. Madero08-RYT-019 93108404 96103617 11-09-08 3,821.7 39,687.3 Maya Cayo Arcas08-RID-004 93108768 96103641 21-10-08 10,848.4 117,924.3 Maya Cayo Arcas08-RID-004 93108768 96103651 01-12-08 82,826.1 900,336.7 Maya Cayo Arcas08-RYT-028 93108703 96103655 30-11-08 52,128.8 539,131.1 Maya Cayo Arcas08-RYT-030 93108751 96103657 30-11-08 38,221.3 411,463.8 Maya Cayo ArcasTotal 201,292.9 2,154,237.9FUENTE: Base de datos de ventas de exportación registradas durante el ejercicio 2008 y base de datos de notasde crédito, proporcionadas por la GRF, y la GECH, respectivamente.Se observó que para este tipo de operaciones PEP careció de un procedimiento que especifique lasactividades, documentos y formatos que regulan y controlan la emisión de las notas de crédito por“ajustes en precio”, desde la determinación del ajuste hasta el pago de la misma, las característicasque debe contener, los responsables de su elaboración, autorización y salvaguarda, además, carecede normativa sobre la documentación que debe cargarse en el sistema “Livelink”.Al respecto, la GECH informó que “la emisión de los ajustes en precio se encuentran soportados porlos términos y condiciones establecidas en el contrato de compraventa de petróleo crudo signado entrePEP y PMI: cláusula 6 ‛Precio’ y Anexo 2 ‛Precios y Períodos de Valoración’, así como en losconvenios celebrados entre la partes” y que “la emisión de un procedimiento que establezca lasactividades necesarias para realizar y elaborar la solicitud de ajuste de nota de crédito o débito por‛ajuste en precio’, no resulta en un impacto normativo en el Proceso de Comercialización de petróleocrudo, en virtud de que dichos ajustes en precio no son ‛negociables’ y su cálculo se determina por laaplicación de los esquemas de valoración contractuales y acordados entre las partes”.484

Sector Energía“Las causas principales de tales ajustes son: a) la aplicación de precios estimados en los cierresmensuales, b) precios provisionales en las valoraciones especiales; y c) cambios en los precios de loscrudos marcadores”.En la revisión de las fechas en que se presentaron las 12 notas de crédito por concepto de “ajuste enprecio”, se observó que en el caso de las órdenes de venta 07-RYT-039 y 07-RYT-040, P.M.I.Comercio Internacional, S.A. de C.V., presentó los reclamos de 57 y 52 días después del plazoestablecido de 90 días siguientes a partir de la fecha del conocimiento del embarque del cargamento,en incumplimiento de la cláusula 14 “Notificación de reclamos” del contrato de compraventa depetróleo crudo celebrado entre PEP y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembrede 1994, vigente en 2008.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 15 deenero de 2010, la Gerencia de Control de Gestión señaló proporcionar soporte documentaldenominado “Nota aclaratoria. Evidencia 11_Documentación Ajustes en precio.pptx”, sin embargo,éste no corresponde de la observación antes señalada.Se revisaron los papeles de trabajo de la muestra de las notas de crédito por “ajuste en precio”proporcionados por la GECH, y se verificó el cálculo de los montos de las notas de crédito por ajustesde precio provisional contractual, precio definitivo contractual, ajuste por convenio CIM-DCC-001/08, yse determinó que las cifras de los papeles de trabajo de PEP son correctas.Con la revisión de las notas de crédito se comprobó que con el ajuste, los precios se redujeron enpromedio el 2.6%, respecto al originalmente facturado; excepto en la orden de venta 08-RID-004 en lacual se fijó un precio inicial de 92.12 dólares por barril (precio provisional para cumplir con el cierre dePEP), y después de los ajustes realizados, se fijó en 39.62 dólares por barril, una disminución del57.0%, respecto al original; asimismo, en las órdenes de venta números 08-RYT-028 y 08-RYT-030 sepresentó una disminución en el precio de venta después de los ajustes por 53.52 dólares por barril, el56.0%, en relación con los 95.59 dólares por barril fijados originalmente.Al respecto, la GECH aclaró que los precios de referencia en el mercado internacional para el petróleocrudo tipo Maya con fórmula de Europa son el Brent Dated, el combustóleo con contenido de azufre de1.0% y de 3.5%. Estos precios son publicados y consultados diariamente, los días hábiles, en Platts através del Reuters, de manera que se tome el promedio de su precio spot de cierre alto y bajo.Asimismo, menciona que el cálculo del precio diario del crudo Maya para Europa se realiza mediantela fórmula siguiente:Maya = .527(Brent Dated) + .467(Fo.No.6 3.5%S) - .25(Fo.No.6 1%S – Fo.No.6 3.5%S) + Constante485

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Además indicó que “En el año 2008, el declive de los mercados financieros y de commodities duranteel segundo semestre del año obligó a los precios del petróleo crudo a descender hasta mínimosanuales. Debido a que las fórmulas de valoración de los crudos de exportación están conformadas porcrudos internacionales, que precian en los mercados de referencia mundial, los ajustes a preciosdefinitivos de meses subsecuentes resultaron a la baja”.De lo anterior se comprobó que el valor de los precios de los crudos y productos marcadores en elmercado de referencia tuvieron una marcada tendencia a la baja durante el segundo semestre de2008, lo que resulto en ajustes a precios definitivos a la baja, contrario a lo generado durante el primersemestre del año, que fueron a favor de PEP.La entidad fiscalizada proporcionó la documentación soporte del cálculo de los precios y ajustes de lasórdenes números 08-RID-004, 08-RYT-028 y 08-RYT-030, donde se muestran los precios diarios delcrudo maya para exportación a Europa, y se puede observar la disminución de los precios paranoviembre (mes donde se hace el ajuste), respecto a septiembre (mes en el que se realizó laexportación del crudo) y se constató que el ajuste se realizó de acuerdo con el anexo 2 “Precios yPeriodos de Valoración” del contrato de compraventa de petróleo crudo celebrado entre PEP y P.M.I.Comercio Internacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembre de 1994, vigente en 2008, que establece lasfórmulas para el cálculo de los precios de petróleo crudo de acuerdo al tipo y destino del petróleocrudo que se trate.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0311-01-004RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción actualice las actividades establecidas en el"Procedimiento administrativo para generar la solicitud de nota de crédito o débito por ajustes envolumen o calidad debido a la venta de petróleo crudo de exportación", con clave núm. 222-62000-PA-012, a fin de que se incorpore el proceso para el control de la emisión de notas de crédito, encumplimiento del objeto del procedimiento y del artículo 19 de la Ley Orgánica de la AdministraciónPública Federal.486

Sector EnergíaPemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0311-01-005RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción instruya a las áreas correspondientes a fin de quelos oficios de reclamos que se emitan o reciban por "ajuste en precio", se presenten en tiempo y forma,ya que se observó que en dos órdenes por "ajuste en precio" del punto de venta Cayo Arcas, P.M.I.Comercio Internacional, S.A. de C.V., presentó los oficios de reclamos 52 y 57 días después del plazoestablecido de 90 días siguientes a partir de la fecha del conocimiento del embarque del cargamentocorrespondiente, en cumplimiento de la cláusula 14 "Notificación de reclamos" del contrato decompraventa de petróleo crudo celebrado entre Pemex Exploración y Producción y P.M.I. ComercioInternacional, S.A. de C.V., el 1° de noviembre de 1994.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-9-18T4L-02-0311-08-003Promoción de Responsabilidad Administrativa SancionatoriaLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 79, fracciónIV, párrafo primero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15,fracción XV, y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, solicita que el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción, en elámbito de sus atribuciones, realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie elprocedimiento administrativo para el fincamiento de las responsabilidades administrativassancionatorias que se deriven de los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestión487

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008recibieron los oficios de reclamos de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. con 57 y 52 díasdespués del plazo establecido de 90 días siguientes a partir de la fecha del conocimiento delembarque del cargamento, de las notas de crédito por "ajuste en precio" de las órdenes de ventanúms. 07-RYT-039 por 702.1 miles de dólares, equivalentes a 7,650.5 miles de pesos y 07-RYT-040por 697.9 miles de dólares, equivalentes a 7,562.6 miles de pesos del punto de venta Cayo Arcas, enincumplimiento de la cláusula 14 "Notificación de reclamos" del contrato de compraventa de petróleocrudo celebrado entre Pemex Exploración y Producción y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V.,el 1 de noviembre de 1994, vigente en 2008.El Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción proporcionará a la Auditoría Superiorde la Federación la respuesta correspondiente.Resultado Núm. 8Sin ObservacionesA fin de comprobar que las notas de débito contaron con el soporte necesario y suficiente para evaluarel cálculo de los importes por reclamos por ajuste en volumen y/o calidad, así como por ajuste enprecio con base en la facturación y volumen de ventas de la carga del buquetanque de petróleo crudopara exportación, se analizó la información proporcionada por las Gerencias de Estrategias deComercialización de Hidrocarburos (GECH) y la de Recursos Financieros (GRF) de PemexExploración y Producción (PEP). A éstas áreas se le requirieron los manuales o lineamientos queestablezcan la actividades, documentos y formatos que regulan y controlan la información derivada delas notas de débito por "ajuste en precio", desde la determinación del ajuste hasta la autorización delmismo, así como las características que deben contener, los responsables de su elaboración,autorización y salvaguarda, sin contar con alguno al respecto.A lo anterior, la GECH informó que “la emisión de los ajustes en precio se encuentran soportados porlos términos y condiciones establecidas en el contrato de compraventa de petróleo crudo signado entrePEP y PMI: Cláusula 6 “Precio” y Anexo 2 “Precios y Períodos de Valoración”, así como en losConvenios celebrados entre la partes” y que “la emisión de un procedimiento que establezca lasactividades necesarias para realizar y elaborar la solicitud de ajuste de nota de crédito o débito por“ajuste en precio”, no resulta en un impacto normativo en el Proceso de Comercialización de petróleocrudo, en virtud de que dichos ajustes en precio no son “negociables” y su cálculo se determina por laaplicación de los esquemas de valoración contractuales y acordados entre las partes”.488

Sector Energía“Las causas principales de tales ajustes son: a) la aplicación de precios estimados en los cierresmensuales, b) precios provisionales en las valoraciones especiales; y c) cambios en los precios de loscrudos marcadores”.Además, informó que los ajustes por precio se determinan mediante el sistema SAP/R3, el cual arrojalas diferencias o ajustes que deben aplicarse respecto del precio y el cliente que corresponda.Para las ventas de exportación de petróleo crudo del ejercicio de 2008 por 467,589,333.5 miles depesos, se generaron 64 notas de débito por 330,323.1 miles de dólares, equivalentes a 3,520,240.2miles de pesos al tipo de cambio promedio de 10.6569 pesos por dólar, el 0.8% de las ventas deexportación por concepto de “ajuste en precio”.Se seleccionaron ocho notas de débito por 117,679.3 miles de dólares, equivalentes a 1,238,186.5miles de pesos, al tipo de cambio promedio de 10.5217 pesos por dólar, de las cuales dos notascorrespondieron al punto de venta Dos Bocas y seis a Cayo Arcas, como se muestra a continuación:NOTAS DE DÉBITO POR CONCEPTO DE “AJUSTE EN PRECIO” DE LAS VENTASDE EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO, 2008(Miles)Orden de ReferenciaImporteTipo de Terminal deNota débito Fecha doc.venta facturaDólares Pesos crudo carga08-RYT-006 93108011 97101157 27-05-08 9,570.5 103,400.3 Maya Cayo Arcas08-RYT-007 93108055 97101158 27-05-08 13,068.2 140,369.9 Maya Dos Bocas08-RID-003 93108274 97101161 30-05-08 9,161.0 95,699.9 Maya Cayo Arcas08-RYT-014 93108281 97101177 08-07-08 15,619.4 164,428.2 Maya Dos Bocas08-RID-003 93108274 97101178 14-07-08 20,301.9 212,081.4 Maya Cayo Arcas08-RYT-015 93108303 97101181 06-08-08 18,266.4 191,681.8 Maya Cayo Arcas08-RYT-016 93108349 97101182 06-08-08 18,289.0 191,612.0 Maya Cayo Arcas08-RYT-017 93108371 97101183 06-08-08 13,402.9 138,913.0 Maya Cayo ArcasTotal 117,679.3 1,238,186.5FUENTE: Base de datos de ventas de exportación registradas en el ejercicio de 2008, proporcionada por laGRF y la GECH.Se consultaron los sistemas "Livelink" y "Bóveda electrónica", y se comprobó que la informacióncargada en los archivos de las órdenes de venta incluyeron el oficio mediante el cual PEP solicitó elpago a P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., por el concepto de la nota de débito por "ajuste enprecio", y la factura electrónica mencionada en el oficio.489

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 9Sin ObservacionesEn la cláusula 10 “Condiciones de carga; Demoras”, apartado II “Disposiciones Especiales”, delcontrato de compraventa de petróleo crudo celebrado el 1o. de noviembre de 1994 entre PemexExploración y Producción (Vendedor) y P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. (Comprador), seestablecen las situaciones por las cuales se determinan y aplican las “demoras”, así como lascondiciones en las que se atenderá a los buquetanque para cargar en el puerto que se acuerde para laventa de petróleo crudo, estableciendo una “ventana convenida” o aceptada.A fin de verificar que Pemex Exploración y Producción (PEP) se ajustó a lo establecido en el contratode compraventa de petróleo crudo para el tratamiento de las demoras durante la carga de losbuquetanque, así como del “Procedimiento administrativo para la autorización del pago de demorasmarítimas por la venta de petróleo crudo de exportación” con clave 222-62000-PA-006, cuyo objetivoes “establecer las actividades para el cálculo y evaluación de los importes de reclamos por demorasmarítimas durante la carga del buquetanque de petróleo crudo para exportación, presentados a PEPpor P.M.I. Comercio Internacional S.A. de C.V.”, elaborado por la Coordinación de Comercialización deAceite, autorizado por la Gerencia de Estrategias y Comercialización de Hidrocarburos (GECH),vigente en el ejercicio fiscal de 2008, se solicitó a PEP la base de datos de las demoras de 2008.La Gerencia de Recursos Financieros (GRF) proporcionó una base de datos de los registros dedemoras de acuerdo con lo reportado en la Cuenta Pública 2008; y la GECH proporcionó una base dedatos de demoras notificadas y generadas por las ventas de exportación del ejercicio 2008, queincluye la causa de la demora, la fecha en que se llevó a cabo el embarque, el monto reclamado(monto solicitado por PMI a PEP), el monto revisado (monto autorizado de común acuerdo entre PEP yPMI), las fechas de registro del pasivo y del pago del mismo (registro contable en SAP), así como elimporte pagado en pesos. Cabe señalar que las dos bases coincidieron en las demoras reportadas enla Cuenta Pública.Las bases de datos proporcionadas incluyen las demoras que P.M.I. Comercio Internacional, S.A. deC.V., notificó a PEP en el 2007 y que fueron pagadas en 2008, así como las notificadas y pagadasdurante el ejercicio 2008, que se integra de 351 demoras por 10,493.0 miles de dólares, equivalentes a114,430.4 miles de pesos, al tipo de cambio promedio de 10.9054 pesos por dólar, y representaron el30.6% en número y el 0.02% en monto de las ventas de exportación de petróleo crudo (1,147 facturaspor 43,773,413.4 miles de dólares equivalentes a 473,337,847.8 miles de pesos al tipo de cambiopromedio de 10.8133 pesos por dólar, de la venta de petróleo crudo de exportación), como sigue:490

Sector EnergíaDEMORAS REGISTRADAS Y PAGADAS EN EL EJERCICIO 2008,DERIVADAS DE VENTAS DE EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO(Miles)ImporteNúm. de registros deMesPorcentajedemorasPesosDólaresFebrero 27 876.6 9,417.1 8.2Marzo 68 1,419.4 15,152.2 13.2Junio 53 1,903.6 19,605.8 17.1Julio 3 146.3 1,517.1 1.3Agosto 73 2,485.2 24,683.6 21.6Septiembre 31 1,029.3 10,690.0 9.4Octubre 51 1,544.6 19,094.4 16.7Noviembre 27 484.5 6,293.9 5.5Diciembre 18 603.5 7,976.3 7.0Total 351 10,493.0 114,430.4 100.0FUENTE: Base de datos de demoras del ejercicio 2008 generadas por las ventasde exportación, proporcionada por la GRF.Se comprobó que las demoras notificadas en 2007 y pagadas en 2008 fueron 96 por 2,301.9 miles dedólares, equivalentes a 24,610.9 miles de pesos al tipo de cambio promedio de 10.6915 pesos pordólar, y las notificadas y pagadas en 2008 fueron 255 por 8,191.1 miles de dólares, equivalentes a89,819.5 miles de pesos al tipo de cambio promedio de 10.9654 pesos por dólar.Para conocer las causas que justificaron la procedencia de las demoras, se analizaron 255 registros dedemoras notificadas y pagadas durante el ejercicio 2008 contenidos en la base de datos de la GECH,así como el punto de venta donde se originaron, con los resultados siguientes:491

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008DEMORAS NOTIFICADAS Y PAGADAS EN EL EJERCICIO 2008, DERIVADAS DE LAS VENTASDE EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO, CLASIFICADAS POR “CAUSA”(Miles)Causa de la demoraNúm. dedemorasregistradas% Importe USD %ImporteM.N.Consecuencia mal tiempo 124 48.6 3,804.7 46.4 39,821.9 44.3Bajos inventarios 65 25.5 1,752.9 21.4 20,457.0 22.8Falta infraestructura portuaria 19 7.4 1,189.3 14.5 13,829.9 15.4Alto contenido en sal 23 9.0 459.3 5.6 5,161.1 5.7Fuga de producto 1 0.4 332.5 4.1 3,416.1 3.8Libranza por mantenimiento 5 2.0 276.7 3.4 3,050.1 3.4Posiciones ocupadas 10 3.9 186.1 . 2.3 2,118.7 2.4Mala programación- distribución 5 2.0 147.1 1.8 1,461.2 1.6Logística de distribución 2 0.8 39.8 0.5 475.9 0.5Mala programación-empaque delínea 1 0.4 2.7 0.0 27.6 0.0Total 255 100.0 8,191.1 100.0 89,819.5 100.0FUENTE: Base de datos de demoras proporcionada por la GECH.%De acuerdo con la información analizada, las causas que generaron las demoras fueron porconsecuencia de mal tiempo, bajos inventarios, falta de infraestructura portuaria, alto contenido en sal,fuga de producto, libranza por mantenimiento, posiciones ocupadas, mala programación-distribución,logística de distribución y mala programación-empaque de línea.El punto de venta donde se presentó el mayor número de demoras fue Cayo Arcas, con 206 demoraspor 6,287.2 miles de dólares, equivalentes a 68,088.3 miles de pesos, al tipo de cambio promedio de10.8296 pesos por dólar, lo que representó el 75.8% del total pagado por demoras, debido a que estepunto de venta se conforma de los puntos de carga: Unidad Flotante de Producción, Almacenamientoy Descarga (Floating Production, Storage and Offloading-FPSO) "Yuum K´ak´Náab"; la Unidad Flotantede Almacenamiento y Descarga (Floating, Storage and Offloading-FSO) “Ta Kuntah”, y de dosMonoboyas y una Torre Fija.Para la revisión de las demoras se seleccionaron 20 casos de la base de datos por 931.0 miles dedólares, equivalentes a 9,900.6 miles de pesos, al tipo de cambio promedio de 10.6343 pesos pordólar, que correspondieron nueve de Cayo Arcas, siete de Dos Bocas, tres de Ciudad Madero y una dePajaritos.Con la consulta del sistema "Livelink" se comprobó que en los 20 casos revisados, PEP cuenta con ladocumentación soporte para la autorización del pago de la demora, como es, entre otra, el Oficio de"Reclamos por demoras marítimas" de PEP, Oficio de P.M.I. con la relación de las facturas por492

Sector Energíademoras, Memorándum con asunto "Reenvío de facturas para su autorización”, que envía a la GECHde la Subdirección de Comercialización y Distribución a Ventanilla única (VU), Oficio "Pago a lacompañía P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V." de la GECH para la GRF, Formato"Codificación de pagos y descuentos misceláneos" autorizado por la GECH, Factura de P.M.I. por"Costo de demoras", y la "Agenda de junta de trabajo", donde se establece que se revisaron ynegociaron las demoras marítimas de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., con PEP.Resultado Núm. 10Sin ObservacionesA fin de verificar que el registro contable de los ingresos por ventas de exportación se realizó deconformidad con la normativa, se revisaron 314 registros de facturas, notas de crédito y débito por10,684,919.3 miles de dólares, equivalentes a 113,189,013.3 miles de pesos al tipo de cambiopromedio de 10.5933 pesos por dólar, correspondientes a las ventas de febrero, mayo y septiembre de2008; asimismo, se revisaron 255 registros de demoras marítimas por 8,191.1 miles de dólares,equivalentes a 89,819.5 miles de pesos al tipo de cambio promedio de 10.9654 pesos por dólar.Se constató que el registro contable por la expedición de la factura por ventas de exportación se cargóen la cuenta 1209 “Clientes Extranjeros”, subcuenta 10002 “Clientes Extranjeros P.M.I. ComercioInternacional”, y se abonó a la 5102 “Ventas de Exportación”, subcuentas 51020001 “Ventas deExportación Crudo Istmo“, 51020002 “Ventas de Exportación Crudo Maya“, 51020004 “Ventas deExportación Crudo Olmeca“, 51020005 “Ventas de Exportación Crudo Altamira“, según el tipo de crudodel que se trate.En el momento del cobro, se cargó en la cuenta 1102 “Caja y Bancos” y en algunos casos también a la1106 “Caja de Ingresos y Egresos Virtuales”, subcuenta 11060015 “Caja de Ingresos y EgresosVirtuales Cartera P.M.I.”, y se abonó en las cuentas 1209 “Clientes Extranjeros”, subcuenta 10002“Clientes Extranjeros P.M.I. Comercio Internacional”, y a las cuentas 6306 “Pérdida Cambiaria” ó 5206“Utilidad Cambiaria”.En el caso de ajustes en el precio o volumen que genere un saldo a favor de P.M.I. ComercioInternacional, S.A. de C.V., se elabora una nota de crédito, y su registro se realiza con cargo en lacuenta la 5102 “Ventas de Exportación”, y abono en la 1209 “Clientes Extranjeros”. Para el pago de lamisma se cargó en la cuenta 1209 “Clientes Extranjeros” y se abonó en la 1102 “Caja y Bancos”.Cuando el saldo es a favor de PEP se elabora una nota de débito, la cual se registró con cargo en lacuenta 1209 “Clientes Extranjeros” y abono en la cuenta la 5102 “Ventas de Exportación”; para su493

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008cobro se carga en la cuenta 1102 “Caja y Bancos” y, en algunos casos, en la 1106 “Caja de Ingresos yEgresos Virtuales”, y se abona en la 1209 “Clientes Extranjeros”.Con la revisión del registro contable de 255 demoras, elaboradas cuando se rebasa la “VentanaConvenida” establecida en las “Instrucciones de Embarque”, se comprobó que su registro se efectuócon cargo en la cuenta 6203 “Gastos de Administración”, subcuenta 62030146 “Pago a Terceros porServicios de Transportación Marítima”, con abono en la cuenta del cliente 300509 “P.M.I. ComercioInternacional”, y cuando se realiza el pago se carga en la cuenta del cliente, con abono en la 1102“Caja y Bancos”.Se constató que las operaciones de las ventas de exportación se registraron en el Sistema deAplicaciones y Productos “SAP/R3”, de conformidad con los Postulados Básicos de ContabilidadGubernamental “cuantificación en términos monetarios”, el cual señala que los derechos, obligacionesy, en general, las transacciones o transferencias patrimoniales que realice el ente, serán registrados enmoneda nacional, y “costo histórico”, que menciona que los derechos, obligaciones y lastransformaciones patrimoniales se deben registrar reconociendo el importe inicial conforme a ladocumentación comprobatoria y justificativa que los respalde.Además, se comprobó que el registro contable se realizó de conformidad con el Catálogo de Cuentas,el Instructivo de Manejo de Cuentas de Balance y de Resultados, y la Guía Contabilizadora para usoInstitucional de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para registrar las operaciones, vigenteen el ejercicio 2008, autorizados por la Dirección de Normas de la Dirección General Adjunta deNormas y Cuenta Pública Federal, adscrita a la Unidad de Contabilidad Gubernamental e InformesSobre la Gestión Pública, de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), emitidos en enerode 2005 y 2008, vigentes en el ejercicio 2008, en cumplimiento de los artículos 241, párrafo primero, y258 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Se consultó el "Sistema para la verificación de comprobantes fiscales" del Servicio de AdministraciónTributaria (SAT), y se comprobó que las facturas por ventas de exportación de petróleo crudocorrespondientes a los meses de mayo y septiembre se registraron en los controles del SAT, encumplimiento del artículo de 29-A del Código Fiscal de la Federación. Además, se constató que laSHCP autorizó a PEP a imprimir sus propios comprobantes fiscales, a partir del 5 de marzo de 2002,de acuerdo con su oficio 330-SAT-IV-6-5913/2002, emitido por la Administración Central Jurídica deGrandes Contribuyentes del SAT.También, se comprobó que el tipo de cambio utilizado en la facturación se registró en cumplimiento deloficio núm. VIN-004/2005 del 11 de mayo de 2005, emitido por la Subdirección de Financiamientos yTesorería de la Dirección Corporativa de Finanzas, el cual incluyó “la Guía para el tipo de cambio494

Sector Energíaaplicable en el registro financiero de las operaciones en divisas y el tipo de cambio para la valuaciónde las ventas de exportación”, de conformidad con el artículo 235 del Reglamento de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Resultado Núm. 11Sin ObservacionesA fin de comprobar que en 2008 el organismo cobró a P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., elimporte de las facturas expedidas por las ventas de exportación de petróleo crudo dentro del plazoestipulado en el punto 7.1 "Moneda, tiempo y lugar de pago", de la cláusula 7, “Términos de pago”, delcontrato de compraventa celebrado entre Pemex Exploración y Producción y P.M.I. ComercioInternacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembre de 1994, que estipula: "…todos los pagos de petróleocrudo vendido y entregado vencerán a los 30 (treinta) días de la fecha del conocimiento del embarquecorrespondiente. No obstante lo anterior, con el objeto de poder cumplir con los términos y condicionespara operar divisas con el Banco de México, el vendedor otorgará al comprador un plazocomplementario de tres días hábiles para que acredite los importes a las cuentas correspondientes delvendedor en el Banco de México. Durante este plazo, el comprador estará obligado a pagar alvendedor el costo financiero derivado de la falta de acreditamiento en la cuenta del Banco de Méxicocorrespondiente" se revisaron 314 operaciones de ventas de exportación de 115,888.4 miles debarriles de crudo, correspondientes a febrero, mayo y septiembre, por 10,684,919.3 miles de dólares,equivalentes a 113,189,013.3 miles de pesos al tipo de cambio promedio de 10.5933 pesos por dólar,con los resultados siguientes:DÍAS TRANSCURRIDOS ENTRE LA FECHA DE CONOCIMIENTO DEL EMBARQUE Y LA FECHADE COBRO DE LA FACTURA POR VENTA DE PETRÓLEO CRUDO, 2008(Miles)Mes Operaciones revisadas Operaciones Días de Importeirregulares retrasoNúm. Importe UDS Importe M.N.Febrero 100 3,310,208.3 35,692,038.6 19 1 a 29 10,186,896.7Mayo 125 4,435,294.9 46,417,611.3 23 1 a 10 11,338,738.0Septiembre 89 2,939,416.1 31,079,363.4 20 1 a 05 9,725,730.2Total 314 10,684,919.3 113,189,013.3 62 31,251,364.9FUENTE: Facturas por venta de exportación de petróleo crudo proporcionadas por PEP, 2008.De las 314 operaciones revisadas, se comprobó que en 62 por 31,251,364.9 miles de pesos sepresentaron atrasos en el cobro de las facturas de uno hasta 29 días.495

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008A fin de comprobar el cobro de los intereses derivados por el atraso en el pago de P.M.I. ComercioInternacional, S.A. de C.V. de las facturas por ventas de exportación de petróleo crudo, se requirió a laGerencia de Estrategias de Comercialización de Hidrocarburos (GECH), el soporte del cobro deintereses de tres órdenes correspondientes a febrero, cuatro de mayo y cuatro de septiembre de 2008,verificadas físicamente y que se encontraron en tal situación.Al respecto, la GECH proporcionó las facturas números 90002056 por 125,290.17 dólares porintereses overnight correspondientes al mes de marzo de 2008 (ventas del mes de febrero liquidarse amarzo), donde se verificó el cobro de los intereses correspondientes; la número 90002186 por 26,314.11 dólares por intereses overnight al mes de junio de 2008 (ventas del mes de mayo liquidarse ajunio), y respecto al mes de septiembre para liquidarse en octubre, la entidad proporcionó la facturanúmero 90002781 correspondiente al mes de octubre por 2,834.50 dólares. Adicionalmente, la GECHproporcionó el sustento oficial de la tasa de intereses overnight aplicable a los pagos a destiempo delos meses de octubre, noviembre y diciembre de 2008, así como de enero y febrero de 2009, con losestados de intereses del banco “Stándar Chatered Bank”, donde se comprobó que PEP aplicó la tasade interés overnight de acuerdo al punto 7.1 “Moneda, tiempo y lugar de pago”, de la cláusula 7“Términos de pago” del contrato de compraventa de petróleo crudo celebrado entre PEP y P.M.I.Comercio Internacional, S.A. de C.V., el 1 de noviembre de 1994, vigente en 2008.Resultado Núm. 12Sin ObservacionesA fin de comprobar que el monto de las ventas de exportación de petróleo crudo realizadas por PemexExploración y Producción (PEP) por 43,277,494.5 miles de dólares, equivalentes a 467,589,333.5miles de pesos al tipo de cambio promedio 10.80 pesos por dólar, se presentaron en la Cuenta Públicade 2008, se cotejaron los importes presentados en la base de datos de ventas de exportacióndenominada "Vtas. de Exp. 2008 GRF-VOL- PTO ENTREGA", y en la cuenta 5102 “Ventas deExportación” de la balanza de comprobación de PEP de 2008, proporcionadas por la Gerencia deRecursos Financieros, con el monto consignado en los formatos P11IF075 “Balanza de Reclasificaciónde la Cuenta de la Hacienda Pública Federal de 2008” y P11IF065 “Estado de Resultados Comparativode la Cuenta de la Hacienda Pública Federal de 2008”, que presenta PEP a la Secretaría de Hacienday Crédito Público para formular e integrar la Cuenta Pública 2008.Se comprobó que monto reportado por PEP para su registro en la Cuenta Pública 2008 coincidió consus registros contables, en cumplimiento de los artículos 90 y 92 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.496

Sector EnergíaResumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 3 observación(es) que generó(aron) 8 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 5 a Recomendación(es) y 3 a Promoción(es) de Responsabilidad AdministrativaSancionatoria.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con losingresos por ventas de exportación de petróleo crudo, cuyo objetivo consistió en fiscalizar el ingreso delas ventas de petróleo crudo de las mezclas mexicanas de exportación y verificar que el registro de losvolúmenes se efectuó de conformidad con la normativa aplicable y el cumplimiento de las metasestablecidas en el Presupuesto de Egresos de la Federación, se determinó fiscalizar un monto de113,189,013.3 miles de pesos, que representa el 24.2% de los 467,589,333.5 miles de pesosreportados en la Cuenta Pública 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los ordenamientos legales, las disposiciones normativasaplicables a la naturaleza de las operaciones revisadas y a la normativa institucional para lafiscalización de la gestión gubernamental, las cuales requieren que la auditoría sea planeada ydesarrollada de tal manera que permita obtener una seguridad razonable de que lo revisado, deacuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, no presenta errores importantes. Esta auditoría seejecutó mediante pruebas selectivas que se estimaron necesarias. En consecuencia, existe una baserazonable para sustentar la opinión que se refiere sólo a la muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesa las ventas de exportación de petróleo crudo, su registro y presentación en la información financiera yen la Cuenta Pública 2008, respecto de las operaciones examinadas.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observaciones497

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008preliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.En cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 79, fracción ll, de la Constitución Política de losEstados Unidos Mexicanos y 16, párrafo cuarto, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas dela Federación, en el disco compacto del Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de laCuenta Pública 2008, se reproducen las justificaciones, aclaraciones y demás información presentadapor la(s) entidad(es) fiscalizada(s).Ver anexo 2008-0311-DGAFFA498

Sector EnergíaVII.1.7.4.9.Auditoría:Inversiones en el Desarrollo y Explotación de Yacimientos de Petróleo Crudo y GasNatural08-1-18T4L-02-0308Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar que las inversiones se realizaron, determinaron, pagaron, registraron y presentaron en laCuenta Pública, de acuerdo con las disposiciones legales y normativas aplicables, para ser deducidasde la base gravable del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos.AlcanceUniverso Seleccionado:18,750,125.9 miles de pesosMuestra Auditada:1,498,756.5 miles de pesosPemex Exploración y Producción (PEP) reportó 18,750,125.9 miles de pesos de inversionesreconocidas en el Desarrollo y Explotación de Yacimientos de Petróleo Crudo o Gas Natural, en elejercicio de 2008 correspondientes a la Región Norte, que forman parte de la base de las deduccionespara el cálculo del pago anual del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH).De ese monto se revisaron 1,498,756.5 miles de pesos, el 8.0%, que correspondieron a 32 activos fijosdel activo integral Burgos por 961,953.3 miles de pesos y de los activos integrales Aceite Terciario delGolfo y Poza Rica-Altamira, por 536,803.2 miles de pesos.Además, se analizó el procedimiento de contratación y ejecución de cuatro contratos.499

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Áreas RevisadasLa Subdirección de Administración y Finanzas; los activos integrales Aceite Terciario del Golfo y PozaRica-Altamira, localizados en Poza Rica, Veracruz; y el Activo Integral Burgos, localizado en Reynosa,Tamaulipas, todos dependientes de Pemex Exploración y Producción.Procedimientos de Auditoría1. Verificar que las deducciones por inversiones en el desarrollo y explotación de yacimientos depetróleo crudo o gas natural, reportadas para calcular el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos(DOSH), correspondieron a las presentadas en la declaración anual de 2008; asimismo,comprobar que el procedimiento para su cálculo se determinó de conformidad con los artículos254, párrafo primero, fracción II, párrafo segundo, y 255, párrafo primero, fracción II, de la LeyFederal de Derechos; 37, párrafos primero, séptimo y octavo, de la Ley del Impuesto Sobre laRenta, 17-A, párrafos tercero, quinto y octavo, del Código Fiscal de la Federación, así como delPostulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".2. Verificar que la base de datos de las inversiones en el desarrollo y explotación de yacimientos depetróleo crudo o gas natural de los activos integrales Burgos, Aceite Terciario del Golfo y PozaRica-Altamira de la Región Norte, se integró de conformidad con los artículos 254 fracción II,párrafo cuarto de la Ley Federal de Derechos; 242 del Reglamento de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria; 28, fracción I, inciso b y 30 de la Ley Federal delTrabajo; 1, fracción IV, de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del SectorPúblico; 29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación; 66, fracción III, del Reglamento de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria; del Procedimiento AdministrativoVentanilla Única (Proveedores, Contratistas y Misceláneos), con folio núm. 200-74000-PA-083, ydel Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales",vigentes en el ejercicio 2008.3. Comprobar que el registro contable de las inversiones en el desarrollo y explotación deyacimientos de petróleo crudo o gas natural se realizó de conformidad con los artículos 89 de laLey Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria; 54, párrafos primero, segundo yquinto, y 55 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas; 98, párrafosegundo y 99 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas; 29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación; del Postulado Básico de ContabilidadGubernamental "Cuantificación en Términos Monetarios" y "Costo Histórico", del Procedimiento500

Sector EnergíaAdministrativo de Ventanilla Única (Proveedores, Contratistas y Misceláneos), con folio núm. 200-74000-PA-083, del Catálogo de Cuentas, de la Guía Contabilizadora, y del Instructivo de Manejode Cuentas, vigentes en el ejercicio 2008.4. Comprobar que la capitalización de las inversiones se realizó en cumplimiento del artículo 254,párrafo quinto de la Ley Federal de Derechos, de los Criterios para la Liquidación de Erogacionesrealizadas con presupuesto PIDIREGAS; del Procedimiento Administrativo para AsignarIdentificador Institucional de Pozos con folio núm. 200-75000-PA-22, del ProcedimientoAdministrativo para la Entrega-Recepción de Bienes Inmuebles Adquiridos por Construcción confolio núm. 200-75000-PA-05 y del Procedimiento para Trámite de Permisos ante la Secretaría deEnergía, vigentes en el ejercicio 2008.5. Verificar la documentación del procedimiento de contratación de los contratos núms. 424048824,424048825, 424047827 y 424047833, de conformidad con los artículos 3, fracción II, 26, fracciónI, 27, fracción I, 28 y 30, fracción II, inciso a, 31, 32, 33, 37, fracciones I, II, II y IV, 38, 39, 47,párrafo primero, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, así como19, fracción II, 36, 37, fracción II, 37 A, 37 B, párrafo quinto, 38 y 39 de su reglamento, y con losCriterios de Evaluación Económica de las Bases de Licitaciones, vigentes en el ejercicio 2008.6. Verificar físicamente los trabajos reportados en estimaciones que soportan los pagos realizadosen cada contrato, en cumplimiento de los artículos 7, 23, 24, 53, 58, fracción II, 59, párrafoprimero, y 61 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 6, fracciónII, 19, fracción II, 69, 84, fracción IX, 86, fracción II, letra f, y VIII, 102, fracción I, de sureglamento, así como del Procedimiento Administrativo para Elaboración y Trámite deGeneradores de Obra, clave núm. 18575-PA-OP-03 y del Procedimiento Administrativo paraElaboración y Trámite de Estimaciones de Obra, clave núm. 18575-PA-OP-04, autorizados por laSubdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas de Pemex Exploración yProducción, vigentes en el ejercicio 2008.7. Analizar la documentación soporte de la terminación, recepción y finiquito de las obras de loscontratos, en cumplimiento de los artículos 64 de la Ley Obras Públicas y Servicios Relacionadoscon las Mismas, así como 135, 136, 137 y 138 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas yServicios Relacionados con las Mismas.8. Verificar el procedimiento que realizó la entidad fiscalizada para la presentación de lasInversiones en desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural en laCuenta Pública, de conformidad con los artículos 267 y 268 del Reglamento de la Ley Federal de501

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y 74, fracción VI, de la Constitución Política de losEstados Unidos Mexicanos.Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1 Observación Núm. 1De acuerdo con el artículo 254, párrafo primero, de la Ley Federal de Derechos, Pemex Exploración yProducción (PEP) está obligado al pago anual del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), porlo que para determinar la base de este derecho, la fracción II señala que será deducible, entre otrosconceptos, el 16.7% del monto original de las inversiones realizadas para el desarrollo y explotación deyacimientos de petróleo crudo o gas natural, en cada ejercicio.A fin de verificar que PEP presentó en la declaración anual del DOSH las deducciones por inversionesrealizadas para el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural, deconformidad con el ordenamiento referido, se analizó la base de datos de dichas inversiones, operadapor PEP, en la que se reportan 237,547,206.4 miles de pesos, y se realizó el cálculo anual de lo quese determinó una deducción acumulada a diciembre de 2008 por 31,629,883.1 miles de pesos.Se constató que la declaración anual normal del DOSH presentada el 31 de marzo de 2009, apartado“Deducciones”, renglón A1 “Inversión realizada para el desarrollo y explotación de yacimientos depetróleo crudo o gas natural”, se presentó en blanco, y la declaración complementaria uno presentadael 21 de agosto de 2009 registró 25,172,890.6 miles de pesos de la deducción acumulada de enero aoctubre de 2008, y no incluyó las deducciones de noviembre y diciembre del mismo año, enincumplimiento de los artículos 254, fracción II, párrafo segundo, y 255, fracción II, de la Ley Federalde Derechos; 37, párrafos primero, séptimo y octavo, de la Ley del Impuesto Sobre la Renta, y 17-A,párrafos tercero, quinto y octavo, del Código Fiscal de la Federación, así como del Postulado Básicode Contabilidad Gubernamental “Cumplimiento de Disposiciones Legales”, vigentes en el ejerciciofiscal de 2008.Cabe señalar que el importe de las deducciones por inversiones realizadas para el desarrollo yexplotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural de noviembre y diciembre de 2008, no sedeterminó debido a que, además de las deducciones aplicables al DOSH, incluyó las correspondientesa los derechos tributarios vigentes a partir del 14 de noviembre de 2008, conforme al “Decreto por elque se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen502

Sector Energíafiscal de Petróleos Mexicanos”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de2008.Estos derechos son los siguientes:a) Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH).b) Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal de Chicontepec(DESHPC).c) Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en Aguas Profundas (DESHAP).Petróleos Mexicanos (PEMEX) proporcionó el oficio núm. GEFIS-05-1434/2008 del 18 de diciembre de2008, mediante el cual solicitó a la Administración Central de Normatividad de Grandes Contribuyentesdel Servicio de Administración Tributaria (SAT) autorización para que PEP determinara los enteros delDSEH, DESHPC y el DESHAP durante 2008 y 2009, conforme a los volúmenes de extraccióndisponibles que registraban sus sistemas operativos y que presentaría sus declaraciones normales denoviembre y diciembre de 2008 y durante 2009 con la información registrada en sus sistemas, y unavez realizadas las adecuaciones necesarias a éstos, ajustaría sus cifras y presentaría lasdeclaraciones complementarias correspondientes.Con el oficio núm. 900 02 04 02-2009-124 del 20 de febrero de 2009, la Administración Central deNormatividad de Grandes Contribuyentes del SAT autorizó a PEMEX para que, por conducto de PEP,determinara el entero de los derechos en cuestión, conforme a los volúmenes que registraban sussistemas operativos, y una vez realizadas las adecuaciones necesarias a dichos sistemas, ajustara lascifras y presentara las declaraciones complementarias que correspondieran. Refirió que la autorizaciónúnicamente se aplicaba al periodo de noviembre de 2008 a junio de 2009, por lo que el cálculo de losenteros de las declaraciones de julio de 2009 en adelante lo debía realizar PEMEX, por conducto dePEP, con base en los nuevos sistemas operativos que implantara.Con el oficio núm. GEFIS-05-0669/2009 del 12 de junio de 2009, PEMEX solicitó a la AdministraciónCentral de Normatividad Internacional de Grandes Contribuyentes del SAT una prórroga hasta el 31 dediciembre de 2009, al plazo autorizado en el oficio 900 02 04 02-2009-124, para que PEP determinarael entero del DSEH, DESHPC y el DESHAP, durante los ejercicios fiscales de 2008 y 2009, conforme alos volúmenes de extracción disponibles que registraban sus sistemas operativos y que una vez quePEP concluyera las adecuaciones a sus sistemas para cumplir con la Ley Federal de Derechos,considerando los costos, gastos e inversiones por cada campo, presentaría las declaracionescomplementarias con los ajustes correspondientes.503

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Con el oficio núm. 900 03-01-2009-49986 del 27 de noviembre de 2009, la Administración deNormatividad Internacional “1” de la Administración Central de Normatividad Internacional adscrita a laAdministración General de Grandes Contribuyentes del SAT, resolvió no autorizar la prórrogasolicitada, en virtud de que dicha unidad administrativa consideró que la demora en la adecuación delos sistemas de referencia fue imputable a PEP.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 6 deenero de 2010, PEP informó que a fin de estar en posibilidades de determinar las deducciones, se estádesarrollando un sistema de deducibles fiscal que a la fecha no ha concluido y tan pronto se tenga elsistema, se procederá a la elaboración de la declaración complementaria respectiva.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0308-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción, una vez que concluya los sistemas de producción yde deducibles fiscales, determine el monto definitivo de las deducciones de inversiones para eldesarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural del ejercicio 2008, para quepresente las declaraciones complementarias definitivas del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos(DOSH), que incluyan las deducciones de noviembre y diciembre de 2008, debido a que no incluyó losmontos de esos meses, ya que una parte debió utilizarse para el cálculo del DOSH, y otra parte para ladeterminación del Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos, Derecho Especial sobre Hidrocarburospara Campos en el Paleocanal de Chicontepec y Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Camposen Aguas Profundas, vigentes a partir del 14 de noviembre de 2008, ya que en los sistemas de PEP nose identificaban los costos, gastos e inversiones por campo, en cumplimiento de los artículos 254,fracción II, párrafo segundo, y 255, fracción II, de la Ley Federal de Derechos; 37, párrafos primero,séptimo y octavo, de la Ley del Impuesto sobre la Renta, y 17-A, párrafos tercero, quinto y octavo, delCódigo Fiscal de la Federación, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental"Cumplimiento de Disposiciones Legales", vigentes en el ejercicio fiscal de 2008.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.504

Sector EnergíaResultado Núm. 2 Observación Núm. 1De acuerdo con el artículo 255, fracción II, párrafo primero, de la Ley Federal de Derechos, PemexExploración y Producción (PEP) está obligado a presentar pagos provisionales a cuenta del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos (DOSH), a más tardar el último día hábil del mes posterior al quecorrespondan, aplicando la tasa establecida en el párrafo primero del artículo 254 al valor del petróleocrudo y gas natural extraídos en el periodo comprendido desde el inicio del ejercicio y hasta el últimodía del mes al que corresponda el pago, donde se disminuirá dicho valor, entre otros conceptos, “laparte proporcional del monto deducible de la inversión, que se efectuará en el por ciento querepresente el número de meses completos en los que el bien o bienes objeto de la inversión hayansido utilizados por PEP respecto de doce meses, en la proporción que el número de mesescomprendidos desde el inicio del ejercicio y hasta el último día del mes del periodo al que correspondael pago, representen en el total de meses comprendidos en el año”.Conforme a las bases de datos proporcionadas por la Gerencia de Recursos Financieros de PEP, elmonto original de las inversiones realizadas en los ejercicios 2006, 2007 y 2008 fue de 237,547,206.4miles de pesos, como sigue:INVERSIONES EN EL DESARROLLO Y EXPLOTACIÓNDE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO CRUDO O GAS NATURAL, 2006,2007 Y 2008(Miles de pesos)AñoImporte2006 62,139,413.12007 77,108,088.12008 98,299,705.2Total 237,547,206.4FUENTE: Base de datos de las inversiones realizadas por PEP,proporcionada por la Gerencia de Recursos Financieros.Para comprobar que PEP determinó el importe de la deducción mensual presentada en las 12declaraciones de pagos provisionales del DOSH del ejercicio de 2008, de conformidad con el artículo255, fracción II, de la Ley Federal de Derechos, la Auditoría Superior de la Federación, con base en lainformación proporcionada por PEP, realizó el cálculo, para lo cual al monto de las inversiones de cadaejercicio aplicó la tasa de 16.7% prevista en el artículo 254, fracción II, de ese ordenamiento; dividió elresultado entre 12 meses y lo multiplicó por el número de meses en los que se utilizó el bien desde elinicio del ejercicio hasta el último día del mes del periodo al que correspondió el pago. Posteriormente,actualizó dicho monto y como resultado determinó deducciones de más y de menos, como sigue:505

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008COMPARATIVO DE LAS DEDUCCIONES POR INVERSIONESEN EL DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOSDE PETRÓLEO CRUDO O GAS NATURAL, 2008(Miles de pesos)Mes Deducciones determinadas DiferenciaPEPASFEnero 2,020,879.0 2,011,484.9 9,394.1Febrero 4,176,783.1 4,176,247.9 535.2Marzo 6,405,536.2 6,404,798.3 737.9Abril 8,786,042.9 8,785,472.1 570.8Mayo 11,230,203.8 11,229,840.8 363.0Junio 13,865,278.3 13,864,411.0 867.3Julio 16,499,582.7 16,498,677.1 905.6Agosto 19,304,323.1 19,304,602.8 (279.7)Septiembre 22,198,634.7 22,197,200.1 1,434.6Octubre 25,172,890.6 25,171,480.1 1,410.5Noviembre 25,172,890.6 0.0 0.0Diciembre 25,172,890.6 0.0 0.0FUENTE: Base de datos de las inversiones realizadas por PEP y pagosprovisionales mensuales proporcionados por la Gerencia de RecursosFinancieros.Las diferencias se originaron por la interpretación en la aplicación de los factores de actualizaciónutilizados para calcular la deducción de las inversiones en el desarrollo y explotación de yacimientosde petróleo crudo o gas natural en el ejercicio 2008, ya que PEP no aplicó el factor de actualizacióncorrespondiente al último mes de la primera mitad del periodo en el que el bien fue utilizado durante elejercicio por el que se efectuó la deducción, y utilizó el de uno o dos meses antes o después; además,PEP no consideró la parte proporcional de las inversiones correspondientes desde el inicio del ejerciciohasta el último día del mes al que correspondió el pago, en incumplimiento de los artículos 254,fracción II, párrafo segundo, y 255, párrafo primero, fracción II, de la Ley Federal de Derechos; 37,párrafos primero, séptimo y octavo, de la Ley del Impuesto sobre la Renta; y 17-A, párrafos tercero,quinto y octavo, del Código Fiscal de la Federación, así como del Principio Básico de ContabilidadGubernamental “Cumplimiento de Disposiciones Legales”, vigentes en el ejercicio fiscal de 2008.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEP informóque se está revisando el procedimiento de cálculo del factor de actualización de la depreciación anualy su correcta aplicación al mes correspondiente.506

Sector EnergíaComo resultado de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 6de enero de 2010, PEP informó que se enviaría el papel de trabajo a la Auditoría Superior de laFederación para su análisis y en su oportunidad se presentarían las declaraciones mensuales y anualinformativas correspondientes.Acción Promovida08-0-06E00-02-0308-05-001Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación FiscalLa Auditoría Superior de la Federación con fundamento en los artículos 13, fracción I; 15, fracción XV y88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, recomienda queel Servicio de Administración Tributaria instruya a quien corresponda para que audite a PemexExploración y Producción, con domicilio fiscal en Av. Marina Nacional núm. 329, Col. Huasteca,Delegación Miguel Hidalgo, C.P. 11311, México, Distrito Federal, a fin de constatar el cumplimiento desus obligaciones fiscales, debido a que se determinaron diferencias de más y de menos por un montoacumulado de 1,410.5 miles de pesos, en el cálculo de las deducciones de las inversiones en eldesarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural en los pagos provisionalesmensuales del ejercicio 2008, originadas por la interpretación en la aplicación de los factores deactualización utilizados para su cálculo, ya que Pemex Exploración y Producción no aplicó el factor deactualización correspondiente al último mes de la primera mitad del periodo en el que el bien fueutilizado durante el ejercicio por el que se efectuó la deducción, y utilizó el factor de uno o dos mesesantes o después; además, Pemex Exploración y Producción no consideró la parte proporcional de lasinversiones correspondientes desde el inicio del ejercicio hasta el último día del mes al quecorrespondió el pago, en cumplimiento de los artículos 254, fracción II, párrafo segundo, y 255, párrafoprimero, fracción II, de la Ley Federal de Derechos; 37, párrafos primero, séptimo y octavo, de la Leydel Impuesto Sobre la Renta, y 17-A, párrafos tercero, quinto y octavo, del Código Fiscal de laFederación, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento deDisposiciones Legales".El Servicio de Administración Tributaria informará a la Auditoría Superior de la Federación sobre losresultados de su gestión.507

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 3 Observación Núm. 1En la base de datos de las inversiones en el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudoo gas natural correspondientes a 2008, proporcionada por Pemex Exploración y Producción (PEP), sereportaron 98,299,705.2 miles de pesos de todo el país, distribuidos en las regiones siguientes:INVERSIONES EN EL DESARROLLO Y EXPLOTACIÓNDE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO CRUDO O GAS NATURALPOR REGIÓN, 2008(Miles de pesos)RegiónImporteNorte 18,750,125.9Marina Noreste 38,049,514.0Sur 27,241,725.9Marina Suroeste 13,747,400.9Sede Región Norte 510,938.5TOTAL 98,299,705.2FUENTE: Base de datos de las inversiones realizadas por PEP,proporcionada por la Gerencia de Recursos Financieros.Para la auditoría se seleccionó la Región Norte por 18,750,125.9 miles de pesos, la cual estáconformada como sigue:INVERSIONES EN EL DESARROLLO Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEOCRUDO O GAS NATURAL, REGIÓN NORTE, 2008(Miles de pesos)Activo Integral Importe %Burgos 8,553,297.0 45.6Aceite Terciario del Golfo 5,922,230.2 31.6Poza Rica-Altamira 2,820,009.3 15.0Veracruz 1,316,520.0 7.0Sede Región Norte 138,069.4 0.8TOTAL 18,750,125.9 100.0FUENTE: Base de datos de las inversiones realizadas por PEP en la Región Norte, proporcionadapor la Gerencia de Recursos Financieros.508

Sector EnergíaCon la finalidad de comprobar que el monto original de las inversiones mencionadas que sirvió paradeterminar la deducción autorizada, se realizó de acuerdo con el artículo 254, párrafo cuarto, de la LeyFederal de Derechos, el cual establece que el monto original de las inversiones comprenderá, ademásdel precio de éstas, únicamente los impuestos al comercio exterior efectivamente pagados con motivode tales inversiones, se revisaron las cédulas de costos (documento de control donde se reconoce elvalor del activo fijo, cuya información proviene del SAP/R3), de 32 activos de los activos integralesBurgos, Aceite Terciario del Golfo y Poza Rica-Altamira por 1,497,470.2 miles de pesos, y secompararon con los 1,498,756.5 miles de pesos reflejados en la base fiscal, se constató que PEPconsideró 1,286.3 miles de pesos de más respecto al monto original como base para determinar elmonto de la deducción.PEP aclaró que las diferencias se debieron a las variaciones cambiarias de los momentos en que seregistra el gasto y la liquidación del activo (registro que se efectúa para trasladar los costos incurridosen la construcción de una obra al activo de PEP), como consecuencia de una configuración delsistema SAP/R3 y no por errores de registro. Refirió que la variación cambiaria se registró en la cuentacorrespondiente, en cumplimiento de los artículos 254, párrafo cuarto, de la Ley Federal de Derechos;y 242 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y delPostulado Básico de Contabilidad Gubernamental “Cumplimiento de Disposiciones Legales”.En las cédulas de costos el monto de los activos fijos se integró por cuatro conceptos, como se detallaa continuación:Activo IntegralINTEGRACIÓN DE LAS CÉDULAS DE COSTOSNúm. deactivos(Pozos)Importeejercido porcontratistas(Miles de pesos)CMC-070/05ConvenioSindicalRepartosAjuste decostosTotal de losactivos fijosAceite Terciario del 12 500,963.7 34,198.4 110.4 535,272.5Golfo y Poza Rica-AltamiraBurgos 20 742,089.0 10,274.5 192,001.2 17,833.0 962,197.7Total 32 1,243,052.7 10,274.5 226,199.6 17,943.4 1,497,470.2FUENTE: Cédulas de costos proporcionadas por la Gerencia de Recursos Financieros de los activosintegrales Aceite Terciario del Golfo, Poza Rica-Altamira y Burgos.Como se muestra en el cuadro los 1,243,052.7 miles de pesos de importe ejercido por contratistas serefieren al importe que erogó PEP por los trabajos realizados a 32 pozos.Sobre el concepto CMC-070/05 convenio sindical por 10,274.5 miles de pesos que comprende 20pozos, corresponde a pagos que realizó PEP a la Sección 36 del Sindicato de Trabajadores Petroleros509

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008de la República Mexicana (STPRM), por la prestación de servicios de transporte al personalsindicalizado en el Activo Integral Burgos, por conducto de terceros, con base en el convenioadministrativo-sindical núm. CORH-AIB-001-008 celebrado entre la Administración del Activo IntegralBurgos de PEP y la Sección 36 del STPRM del 1 de febrero de 2007, con vigencia del 1 de marzo de2007 al 28 de febrero de 2008, de acuerdo con lo estipulado en el Convenio núm. CMC-070/05 delContrato Colectivo de Trabajo en vigor.El STPRM sólo expide recibos de pago, y no facturas, por no estar facultado para ello, por lo que PEPno debió considerar los 10,274.5 miles de pesos en las deducciones para el cálculo del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos (DOSH), en incumplimiento de los artículos 254, fracción II, de la LeyFederal de Derechos, 29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación, y del Procedimiento AdministrativoVentanilla Única (Proveedores, Contratistas y Misceláneos), folio 200-74000-PA-083, autorizado por laSubgerencia de Tesorería, emitido en marzo de 2007, vigente en 2008, el cual establece que pararealizar el pago al proveedor o contratista se deberán presentar la factura original (la cual debe cumplircon los requisitos fiscales) y los originales de la orden de servicio y los datos bancarios certificados porel banco.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEP informóque en relación con la expedición de recibos de la representación sindical sección 36 y no de facturas,proporcionó el oficio núm. GRH-03-777/04 de mayo de 2004 emitido por la Gerencia de RecursosHumanos de Gas y Petroquímica Básica, donde se hace referencia en su párrafo tercero que “deacuerdo a la opinión emitida por la Gerencia Fiscal de la Dirección Corporativa de Finanzas, no deberádesglosarse el traslado del IVA en los recibos que la Organización Gremial expida a PetróleosMexicanos y sus Organismos Subsidiarios".Asimismo, con la revisión de la documentación justificativa y comprobatoria de los pagos por elconcepto CMC-070/05, se determinó que los importes de nueve activos no coincidieron con losreflejados en las cédulas de costos, como se muestra a continuación:510

Sector EnergíaCOMPARATIVO DE PAGOS Y CÉDULAS DE COSTOS, CONCEPTO CMC-070/05(Miles de pesos)ConsecutivoActivo Fijo (Pozos)Soporte dePagoCédula deCostosDiferencia1 Dandi 3 879.0 844.2 34.82 Vigilante 16 H 591.8 595.6 (3.8)3 Fundador 30 410.2 341.5 68.74 Arcabuz 372 616.4 789.0 (172.6)5 Mareógrafo 129 310.4 142.1 168.36 Fundador 18 459.0 380.6 78.47 Sigma 48 408.6 659.0 (250.4)8 Pípila 12 594.7 865.9 (271.2)9 Arcabuz 570 254.8 224.5 30.3Total 4,524.9 4,842.4 (317.5)FUENTE: Cédulas de costos y reportes de los servicios realizados proporcionados por elActivo Integral Burgos.PEP consideró en las cédulas de costos 317.5 miles de pesos de más a los efectivamente pagados, loque incrementó el monto original de la inversión y, en consecuencia, el monto de las deduccionespermitidas para determinar el DOSH, en incumplimiento de los artículos 254, fracción II, de la LeyFederal de Derechos; 66, fracción III, del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental “Cumplimiento deDisposiciones Legales”.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEP informóque las diferencias antes mencionadas, en la tabla comparativa de pagos y cédulas de costos,concepto CMC-070/05, se originaron por la gran cantidad de datos enlistados en los formatos anexos alos recibos de pago para la captura en el sistema SAP/R3.511

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Asimismo, indicó que las diferencias son por las causas siguientes:JUSTIFICACIÓN DE LAS DIFERENCIAS ENTRE LOS PAGOS Y CÉDULAS DE COSTOS,CONCEPTO CMC-070/05ConsecutivoActivo FijoJustificaciónDiferencias(Pozos)1 Dandi 3 34.8 Se registró con cargo al pozo Cuitláhuac 696, debiendoser al pozo Dandi 3.2 Vigilante 16 H (3.8) Este cargo no pertenece al convenio CMC-070/05.3 Fundador 30 68.7 Se registró con cargo al pozo Peroné 1, debiendo ser alpozo Fundador 30.4 Arcabuz 372 (172.6) (48.3) Cargo efectuado a este pozo, debiendo ser alpozo Nejo 18. (155.2) Cargo efectuado a este pozo,debiendo ser al pozo Cuitláhuac 380. 30.9 Cargoefectuado al pozo Culebra 389 debiendo ser del pozoarcabuz 372.5 Mareógrafo 129 168.3 (15.0) Cargo efectuado a este pozo, debiendo ser alpozo Cuitláhuac 650. 183.3 Cargo efectuado al pozo,Velero 2173 debiendo ser al pozo Mareógrafo 129.6 Fundador 18 78.4 Este cargo no pertenece al convenio CMC-070/05.7 Sigma 48 (250.4) (209.3) Cargo efectuado a este pozo debiendo ser alpozo Sigma 52. (41.1) Cargo efectuado a este pozodebiendo ser al pozo Sigma 52.8 Pípila 12 (271.2) (271.2) Se registró con cargo al pozo Pípila 12,debiendo ser al pozo Carlos 150.9 Arcabuz 570 30.3 (3.3) Cargo efectuado a este pozo debiendo ser al pozoCabeza 416. 33.6 Cargo efectuado al pozo Fundador27, debiendo ser al pozo Arcabuz 570.FUENTE: Oficio PEP-SAF-GCG-1306-2009, proporcionado por la Gerencia de Control de Gestión de PEP.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 6 deenero de 2010, PEP informó que se detectaron registros donde hay direccionamientos inconsistentes,ya que se consideraron involuntariamente elementos PEP diferentes a los presentados en los pagosefectuados al amparo del convenio CMC-070/05, por lo que no se incrementó el monto original de lainversión, ya que no hubo erogaciones adicionales al ejercicio reportado. Por ello, el monto de lasdeducciones permitidas para determinar el DOSH, no tuvo variación alguna. PEP proporcionó lacédula de solicitud de fecha 6 de enero de 2010, emitida por el Departamento de Recursos Financierosdel Activo Integral Burgos, para la aplicación de los redireccionamientos de costos y subsanar loscargos no correspondientes.No obstante lo informado por la entidad fiscalizada, de que no se incrementó el monto original de lainversión, se deben modificar las cédulas de costos de los pozos revisados del Activo Integral Burgos.En cuanto al concepto “Repartos” por 226,199.6 miles de pesos, correspondió a gastos deadministración que PEP distribuyó en el monto original de la inversión de acuerdo con elProcedimiento Administrativo para la Distribución de Gastos de Administración PIDIREGAS “Repartos”.512

Sector EnergíaPor último, se comprobó que los 17,943.4 miles de pesos de ajustes de costos correspondieron acargos realizados a la empresa Tubos de Acero de México, S.A., por concepto de incrementos en losinsumos que intervienen en los trabajos objeto del contrato, incluidos en las facturas y en las cédulasde costos de los activos fijos.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0308-01-002RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca las medidas necesarias para que en lascédulas de costos del Activo Integral Burgos se considere el Monto Original de la Inversión en eldesarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural, ya que se observó que de 20activos fijos revisados, en 9 activos consignados en la cédula de costos, por el concepto de prestaciónde servicios de transporte al personal sindicalizado por el concepto CMC-070/05, no fuerondireccionados al activo fijo adecuado, por lo que se consideraron importes erróneos en los activos fijos,en cumplimiento de los artículos 254, fracción II, de la Ley Federal de Derechos; 66, fracción III, delReglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y del Postulado Básicode Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0308-03-001Solicitud de AclaraciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en los artículos 79, fracción II, párrafo tercero,de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción I; 15, fracción XV y 88,fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, solicita a PemexExploración y Producción aclare y proporcione la documentación justificativa y comprobatoria de10,274.5 miles de pesos, considerados como Inversiones en el Desarrollo y Explotación de513

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Yacimientos de Petróleo Crudo o Gas Natural en las cédulas de costos del Activo Integral Burgos, paraefecto del cálculo de la deducción por Inversiones en el Desarrollo y Explotación de Yacimientos dePetróleo Crudo o Gas Natural para la determinación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos delejercicio de 2008, sin contar con la documentación que reúna los requisitos fiscales, en cumplimientode los artículos 254, fracción II, de la Ley Federal de Derechos, y 29 y 29-A del Código Fiscal de laFederación, y del Procedimiento Administrativo Ventanilla Única (Proveedores, Contratistas yMisceláneos), folio núm. 200-74000-PA-083.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 4Sin ObservacionesA fin de comprobar que Pemex Exploración y Producción (PEP) realizó el registro contable de lasinversiones en el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural, de los1,497,152.7 miles de pesos del monto original de las inversiones correspondientes a los activosintegrales Aceite Terciario del Golfo, Poza Rica-Altamira y Burgos, se revisaron 32 facturas por11,155.0 miles de dólares, equivalentes a 153,646.7 miles de pesos, al tipo de cambio de 13.7738pesos por dólar del 31 de diciembre de 2008, correspondientes al monto de la obra ejecutada, y laspantallas del registro de la entrada de la mercancía, de la provisión de la factura y de su pago en elsistema SAP/R3.Se constató que el registro de la entrada de la mercancía se cargó en la cuenta 6207 "Gastos deProyectos Capitalizables" y se abonó en la cuenta 24010000 “Materiales recibidos a precio estimado”;la provisión de la factura se cargó en las cuentas 24010000 y 24016001 ”Materiales recibidos a precioestimado” y 12121005 “IVA Pendiente de acreditar 15.0%”, y se abonó en la cuenta 21180000Contratistas, “Dowell Schlumberger de México S.A. de C.V.”, con número de proveedor 300335, y “BJServices Company”, con núm. de proveedor 308380, respectivamente.En el momento del pago, éste se cargó en las cuentas 21180000 “Contratistas”, “Dowell Schlumbergerde México S.A. de C.V.”, con número de proveedor 300335, y “BJ Services Company”, con núm. deproveedor 308380, y 63062100, “Pérdida Cambiaria Prov/Cont.” y se abonó a las núms. 21140200,52062100, 11021602 y 11024102 denominadas “SECODAM 5 al Millar”, “Ut. Cambiaria.Prov/Contratista”, “Bancomer MT Salidas” y “BBV Bancomer Egr. Pag”, respectivamente.514

Sector EnergíaLos importes registrados en el sistema SAP/R3 coincidieron con los de las facturas y los de losestados de cuenta de BBVA Bancomer (testigos de pago), se efectuaron en moneda nacional al tipode cambio publicado por el Banco de México en el Diario Oficial de la Federación en la fecha en quese realizó el pago, en cumplimiento del artículo 89 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y de lo estipulado en la cláusula tercera, último párrafo (forma de pago),de los contratos 424047833 y 424047827.El registro contable de las facturas se realizó de conformidad con el Catálogo de Cuentas autorizadomediante el oficio núm. 309-A-ll-a-015 del 27 de enero de 2005, por la Unidad de ContabilidadGubernamental e Informes sobre la Gestión Pública de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, elInstructivo de Manejo de Cuentas de Balance y de Resultados, y la Guía Contabilizadora para usoInstitucional de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, autorizado por la citada unidad decontabilidad con el oficio núm. 309-A-ll-a-533/2008 del 16 de diciembre de 2008, vigentes en elejercicio 2008.También, se comprobó que las inversiones se registraron en el sistema SAP/R3 en moneda nacional yconforme a la documentación comprobatoria y justificativa, en cumplimiento de los Postulados Básicosde Contabilidad Gubernamental “Cuantificación en Términos Monetarios” y “Costo Histórico”.Resultado Núm. 5 Observación Núm. 1A fin de verificar que los pagos efectuados por Pemex Exploración y Producción (PEP) a loscontratistas cumplieron con el Procedimiento Administrativo Ventanilla Única (Contratistas,Proveedores y Misceláneos), con clave núm. 200-74000-PA-083, autorizado por la Subgerencia deTesorería, emitido en marzo de 2007, vigente en 2008, cuyo objetivo fue definir las actividades pararecepcionar y registrar las estimaciones y facturas de los contratos de obra pública y serviciosrelacionados con las mismas para autorizar el pago al contratista, se revisaron 32 facturas por11,155.0 miles de dólares, equivalentes a 153,646.7 miles de pesos, al tipo de cambio de 13.7738pesos por dólar del 31 de diciembre de 2008, correspondientes al monto de la obra ejecutada por loscontratos números 424047833 de Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V./ ICA Flour Daniel S.de R.L. de C.V./Ofs Servicios, S.A. de C.V./Drillers Technology de México, S.A. de C.V. (Propuestaconjunta) y 424047827 de BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V.Se constató que ocho facturas por 1,293.9 miles de dólares, equivalentes a 17,821.9 miles de pesos,al tipo de cambio de 13.7738 pesos por dólar del 31 de diciembre de 2008, fueron selladas en 3ocasiones por el área de ventanilla única, debiendo ser en 2 ocasiones, esta situación no tuvo efecto515

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008en el pago, en incumplimiento del Procedimiento Administrativo Ventanilla Única (Contratistas,Proveedores y Misceláneos), con clave núm. 200-74000-PA-083.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEP informóque se constató que en la parte inversa de cada una de ellas, se cuenta con un sello por parte del áreade ventanilla única, en el cual reza lo siguiente “Recibido Contratista”; sin embargo, lo informado noaclara lo observado, ya que si bien la factura contiene el sello antes mencionado, la documentaciónque soporta el procedimiento para el pago contiene los otros dos sellos.El Certificado de Aceptación de Bienes y Servicios (CABYS) y la Codificación de Pagos y Descuentos(COPADE), emitidos por el área de residencia de contratos, fueron autorizados por el personal a cargode los trabajos y facultado para firmarlos, en cumplimiento del Procedimiento Administrativo VentanillaÚnica (Contratistas, Proveedores y Misceláneos), con clave núm. 200-74000-PA-083.Cabe mencionar que de 32 facturas, en 19 (5 del Activo Integral Poza Rica-Altamira y 14 del ActivoIntegral Burgos de la Región Norte), por 2,875.3 miles de dólares, equivalentes a 39,603.8 miles depesos, al tipo de cambio de 13.7738 pesos por dólar del 31 de diciembre de 2008, el residente de obrao área usuaria del servicio incumplió los plazos para autorizar o rechazar los trabajos realizados delcontrato número 424047827 de BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V., ya que se autorizaroncon atrasos de 1 a 60 días adicionales a los 15 días naturales establecidos en la cláusula tercera delcontrato antes mencionado, en el artículo 54, párrafo primero, de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas, y en el Procedimiento Administrativo Ventanilla Única (Contratistas,Proveedores y Misceláneos), con clave núm. 200-74000-PA-083 que establece sólo 10 días para surevisión y autorización, en incumplimiento de esas disposiciones.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, el ActivoIntegral Burgos de PEP informó, que "de 21 facturas revisadas del contrato 424047827 de BJ ServicesCompany Mexicana, S.A. de C.V., en 14 se desfasó su pago, por cuestiones de las adecuacionespresupuestales en el sistema SAP/R3". No obstante lo anterior, señalamos que el contratista no realizósolicitud por cobro de gastos financieros por el desfasamiento de los pagos…". Sin embargo laobservación prevalece, ya que se incumplió la normativa antes señalada.En la cláusula tercera de los contratos números 424047833 y 424047827 se estipula que PEP deberápagar las estimaciones por los trabajos ejecutados en un plazo no mayor a 20 días naturales, contadosa partir de la fecha en que hayan sido autorizadas por la residencia de obra. En la revisión de sietepagos del contrato número 424047833 de Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V., por 7,566.9miles de dólares, equivalentes a 104,225.0 miles de pesos, al tipo de cambio de 13.7738 pesos pordólar del 31 de diciembre de 2008, se observó que en cinco por 5,392.2 miles de dólares, equivalentes516

Sector Energíaa 74,271.1 miles de pesos, al tipo de cambio de 13.7738 del 31 de diciembre de 2008, se rebasó elplazo de dos a ocho días, en incumplimiento de la cláusula tercera del contrato número 424047833 yde los artículos 54, párrafos segundo y quinto, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionadoscon las Mismas y 98, párrafo segundo, del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas.Del contrato número 424047827 de BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V., se revisaron 25pagos por 3,588.0 miles de dólares, equivalentes a 49,420.4 miles de pesos, al tipo de cambio de13.7738 pesos por dólar del 31 de diciembre de 2008, de los cuales en 6 casos por 857.7 miles dedólares, equivalentes a 11,813.8 miles de pesos, al tipo de cambio de 13.7738 pesos por dólar del 31de diciembre de 2008, se observaron atrasos de 1 a 15 días, en incumplimiento de la cláusula terceradel contrato número 424047827, y de los artículos referidos en el párrafo anterior.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEP informóque en 3 facturas del contrato 424047827 de BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V., sedesfasó su pago por cuestiones de las adecuaciones presupuestales en el sistema SAP/R3, y que elcontratista no realizó solicitud por cobro de gastos financieros por el desfasamiento de los pagos.Además, PEP informó, que "si bien es cierto que legal y contractualmente se establecen plazos para lapresentación y autorización de las estimaciones, también lo es que la residencia de contratos, cuentacon la facultad de no generar el pago de las mismas, esto al percatarse de que no cumplan con losrequisitos administrativos, fiscales, por diferencias técnicas, numéricas y en general por noacompañarse con la documentación que acredite la procedencia de su pago"."Los anteriores supuestos son los más significativos y recurrentes en que las compañías contratistas yproveedores de PEP, incurren y que generan atrasos en sus pagos. Es de resaltar que en el caso quenos ocupa, el contratista, al estar al tanto que los atrasos en sus pagos son generados por alguno delos casos señalados, no solicitan gastos financieros, lo anterior, se funda en el artículo 99, delReglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas el cual se cita parapronta referencia…""Los importes una vez analizados y calculados deberán considerar para su pago los derechos eimpuestos que les sean aplicables, en los términos de las leyes fiscales".“El contratista será el único responsable de que las facturas que se presenten para su pago, cumplancon los requisitos administrativos y fiscales, por lo que el atraso en su pago por la falta de alguno deéstos o por su presentación incorrecta, no será motivo para solicitar el pago de los gastos financieros aque hace referencia el artículo 55 de la ley”.517

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Lo expuesto por PEP no aclara lo observado, debido a que no proporcionó evidencia del motivo delrechazo de las estimaciones como se menciona en el numeral 9, del Procedimiento AdministrativoVentanilla Única (Contratistas, Proveedores y Misceláneos), con clave núm. 200-74000-PA-083.Por otro lado, se constató que las facturas cumplieron con los requisitos fiscales previstos en losartículos 29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación; además, la entidad fiscalizada cuenta con laslistas de pago que incluyen el número de documento, el importe pagado y los descuentos realizados,de conformidad con el Procedimiento Administrativo Ventanilla Única (Contratistas, Proveedores yMisceláneos), con clave núm. 200-74000-PA-083.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0308-01-003RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción realice las acciones necesarias para que en lasactividades de recepción, registro y pago de las estimaciones y facturas de los contratos de obrapública se reciban las facturas con los sellos respectivos, debido a que se observaron deficiencias enla recepción de ocho facturas en el área de ventanilla única, ya que se sellaron hasta en tresocasiones debiendo ser en dos, en cumplimiento del Procedimiento Administrativo Ventanilla Única(Contratistas, Proveedores y Misceláneos), con clave núm. 200-74000-PA-083.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-9-18T4L-02-0308-08-001Promoción de Responsabilidad Administrativa SancionatoriaLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 79, fracciónIV, párrafo primero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15,fracción XV, y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la518

Sector EnergíaFederación, solicita que el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción, en elámbito de sus atribuciones, realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie elprocedimiento administrativo para el fincamiento de las responsabilidades administrativassancionatorias que se deriven de los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestiónautorizaron los trabajos de 19 facturas por 2,875.3 miles de dólares, equivalentes a 39,603.8 miles depesos, del contrato número 424047827 de BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V., con atrasosde 1 a 60 días adicionales a los 15 días naturales establecidos en el contrato. Además, los quepagaron con desfase 11 facturas, de las cuales 5 del contrato núm. 424047833 de DowellSchlumberger de México, S.A. de C.V., por 5,392.2 miles de dólares, equivalentes a 74,271.1 miles depesos, se pagaron con retrasos de 2 a 8 días y 6 facturas del contrato núm. 424047827 de BJ ServicesCompany Mexicana, S.A. de C.V., por 857.7 miles de dólares, equivalentes a 11,813.8 miles de pesos,se pagaron con retrasos de 1 a 15 días adicionales de los 20 días naturales establecidos en elcontrato, en incumplimiento de la cláusula tercera de los contratos núms. 424047833 y 424047827; delos artículos 54, párrafo primero, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas, 98, párrafo segundo, del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionadoscon las Mismas, así como del Procedimiento Administrativo Ventanilla Única (Contratistas,Proveedores y Misceláneos), con clave núm. 200-74000-PA-083.El Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción proporcionará a la Auditoría Superiorde la Federación la respuesta correspondiente.Resultado Núm. 6 Observación Núm. 1Con la finalidad de verificar que Pemex Exploración y Producción (PEP) capitalizó los activos fijos, unavez que concluyó su construcción y se inició la producción, se analizó el Procedimiento Administrativopara Asignar Identificador Institucional de Pozos con folio núm. 200-75000-PA-22, autorizado por laSubdirección de Administración y Finanzas en enero de 2007, vigente en 2008, aplicable para todoslos pozos nuevos incluidos en el Programa Operativo Anual.Se comprobó que en el procedimiento se establece la metodología para tramitar la asignación denúmeros de identificación institucional a los pozos para su construcción y su capitalización posterior eidentificación en todos los sistemas de PEP relacionados con la administración de los pozos. Sinembargo, no incluyó el proceso detallado que se debe seguir para la capitalización de los pozos dondese identifiquen las actividades a realizar y áreas responsables.519

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Al respecto, la Subgerencia de Recursos Financieros de la Región Norte informó que la capitalizaciónse realiza mediante la aplicación del “Identificador Institucional de Pozos” en el sistema SAP/R3, elcual vincula todo el proceso de construcción, seguimiento y terminación de los pozos.Asimismo, dicha área proporcionó el oficio núm. SPE-646/2006 del 31 de octubre de 2006, mediante elcual las subdirecciones de Planeación y Evaluación y la Coordinación de Tecnología de Informacióninformaron a diversas áreas de PEP que se desarrolló un mecanismo automático en el sistemaSAP/R3 que genera el registro financiero, que incluye la capitalización y amortización del activo.Para comprobar que PEP dedujo el monto original de los activos fijos en los términos establecidos enel artículo 254, párrafo quinto, de la Ley Federal de Derechos, el cual señala que la deducción delmonto original de las inversiones se podrá iniciar a partir de que se realicen las erogaciones por laadquisición de las mismas o a partir de su utilización, se compararon las fechas de inicio de producciónreportadas por el Departamento de Operación de Pozos con las de su capitalización registradas en elsistema SAP/R3, de los 32 activos fijos correspondientes a la muestra seleccionada, como sigue:520

Sector EnergíaCOMPARATIVO DE LAS FECHAS DE INICIO DE PRODUCCIÓN CON LAS DE CAPITALIZACIÓNDE LOS ACTIVOS SELECCIONADOSRef. Activo Fijo (Pozos) FechaNúmeroDescripciónInicio deproducciónCapitalización enel sistema SAPR/3Diferenciasen días1 103000112190 Coapechaca 55 15/11/2008 31/12/2008 462 103000109130 Coapechaca 118 04/08/2008 05/08/2008 13 103000106060 Coapechaca 805 15/08/2008 30/05/2008 -774 103000111900 Agua Fría 84 25/11/2008 10/11/2008 -155 103000108430 Agua Fría 24 29/07/2008 30/05/2008 -606 103000107620 Tajín 411 Improductivo 23/05/2008 -7 103000106130 Corralillo 607 22/09/2008 20/09/2008 -28 103000100330 Coapechaca 292 30/05/2008 09/06/2008 109 103000095890 Coapechaca 439 M 1/ 31/12/2008 -10 103000093850 Coyula 1436 2/ 15/07/2008 -11 103000094510 Agua Fría 840 13/02/2008 28/02/2008 1512 103000096030 Agua Fría 820 13/02/2008 28/02/2008 1513 103000094460 Arcabuz 372 05/09/2008 15/09/2008 1014 103000090220 Arcabuz 570 06/08/2008 15/09/2008 4015 103000102560 Bonanza 2 09/04/2008 03/06/2008 5516 103000106780 Comitas 58 12/11/2008 05/12/2008 2317 103000091070 Dandi 3 12/03/2008 07/04/2008 2618 103000096410 Fósil 6 14/02/2008 09/02/2008 -519 103000109160 Fundador 18 11/12/2008 09/10/2008 -6320 103000107880 Fundador 30 18/05/2008 10/06/2008 2321 103000094650 Lomitas 270 15/01/2008 11/02/2008 2722 103000100970 Lomitas 286 11/09/2008 15/09/2008 423 103000096500 Lomitas 313 Sin fecha 11/02/2008 -24 103000096640 Mareógrafo 107 Sin fecha 07/11/2008 -25 103000105180 Pípila 12 18/10/2008 07/11/2008 2026 103000096600 Pípila 7 27/02/2008 06/03/2008 827 103000102570 Pípila 9 01/10/2008 08/10/2008 728 103000096430 Sigma 48 11/02/2008 11/02/2008 -29 103000106810 Vigilante 16h 22/04/2008 03/06/2008 4230 103000092480 Mareógrafo 129 27/02/2008 15/12/2007 -7431 103000094880 Arcabuz 568 17/04/2008 19/12/2007 -12032 103000105320 Lomitas 408 13/09/2008 07/10/2008 24FUENTE: Reportes de fecha de inicio de producción del Departamento de Operación de Pozos y pantallasdel SAP R/3.1/ Pozo en desarrollo tecnológico.2/ Reportó producción hasta el 2009 después de reparación mayor.Se observó que de los 32 pozos revisados, en 27 existieron diferencias entre el inicio de producción ysu capitalización, de los cuales en 8 casos su capitalización fue anticipada, y en los 19 restantes fuedespués del inicio de la producción. En un caso, correspondiente al activo Sigma 48 su capitalizaciónfue el mismo día que el del inicio de la producción.Además, el activo Tajín 411 se reportó como improductivo, y de los pozos Coapechaca 439 M, Lomitas313 y Mareógrafo 107 no se reportó la fecha de inicio de su producción.521

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Conforme a lo expuesto, se concluye que el registro de la capitalización de los activos fijos en elsistema SAP/R3 no se realizó a partir de la utilización (fecha de inicio de la producción), lo que afectóel inicio de la deducción del monto original de la inversión en el cálculo del Derecho Ordinario sobreHidrocarburos, toda vez que PEP realizó la deducción a partir de la capitalización en el sistemaSAP/R3, en incumplimiento del artículo 254, párrafo quinto, de la Ley Federal de Derechos.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEP informóque la Coordinación de Programación y Evaluación es responsable de la capitalización de los pozosacorde a lo señalado en el punto 6, inciso b, del oficio núm. SPE-646-2006 del 31 de octubre de 2006 ypor otro lado, la Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación es la responsablede notificar la fecha oficial del inicio de producción de un pozo siempre y cuando se cumplieron lascondiciones que permitan el transporte del hidrocarburo de manera confiable y segura.Además, PEP proporcionó el Procedimiento Administrativo para Asignar Identificador Institucional dePozos núm. 200-75000-PA-022, con fecha de abril de 2009 y autorizado el 10 de noviembre de 2009,que en la actividad 41 menciona, que "el área de Diseño o su equivalente en Exploración, recibe yaprueba a través de SAP/R3, la conclusión del pozo y procede a calificar conforme a la normatividadde pozos vigente. En este procedimiento no especifica que esta actividad deba realizarse una vez quelos pozos entren en operación, ya que la capitalización se basa en el oficio de terminación del pozo".Cabe señalar que el artículo 254, párrafo quinto, de la Ley Federal de Derechos, señala que ladeducción del monto original de las inversiones se podrá iniciar a partir de que se realicen laserogaciones por la adquisición de las mismas o a partir de su utilización.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 6 deenero de 2010, PEP informó que se actualizará el procedimiento 200-75000-PA-022 “ProcedimientoAdministrativo para Asignar el Identificador Institucional de Pozos” incluyendo en el Glosario elconcepto siguiente:• Capitalización.- Será el momento en que un pozo esté en condiciones de entrar en operación,de acuerdo con las Normas de Información Financiera.• Se tendrá un período de 30 días naturales después de la fecha oficial de terminación indicadaen el oficio de terminación, para realizar el cambio de estatus de la Nota de Inventario deActivo en Construcción (AEC) a Activo Terminado (AT) en el Sistema SAP/R3.Además, indicó que una vez analizada la propuesta con el personal de la Auditoría Superior de laFederación, se determinó que el cambio se aplicaría en los procedimientos que se tienen522

Sector Energíaimplementados para la integración de inversiones del Régimen Fiscal, en el apartado de definiciones,de la manera siguiente:• Cambio de AEC a AT en el sistema SAP.- El cambio de clave de AEC a AT en la nota deinventario del dato maestro del auxiliar del activo fijo en SAP/R3, se definió que deberátomarse como base para determinar la fecha en que está en condiciones de entrar enoperación o la fecha en que empiece a utilizarse un activo fijo para iniciar su depreciación(mes siguiente) de acuerdo con el boletín C-6 de los Normas de Información Financiera, obien, la fecha de entrada en operación para considerarlo en la base de deducciones deinversiones, de acuerdo con la Ley Federal de Derechos.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0308-01-004RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción actualice el "Procedimiento Administrativo paraAsignar Identificador Institucional de Pozos", con folio núm. 200-75000-PA-22, a fin de que incluya elprocedimiento de capitalización de los pozos en forma detallada, donde se identifiquen las actividadesa realizar por áreas y sus responsabilidades, en cumplimiento del artículo 254, párrafo quinto, de laLey Federal del Derechos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0308-01-005RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,523

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca medidas de supervisión y control quegaranticen que la deducción del monto original de los activos fijos en el cálculo del Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos se realice cuando efectivamente los bienes inicien su utilización (inicio deproducción), ya que se efectuó a partir de la fecha de la capitalización registrada en el sistemaSAP/R3, y en la revisión de las fechas de inicio de producción y de capitalización de 32 activos fijos(pozos), se observó que en 27 existieron diferencias entre el inicio de producción y su capitalización,de los cuales en 8 casos su capitalización fue anticipada, y en los 19 restantes fue después del iniciode la producción, lo que afectó el inicio de la deducción para determinar la base de pago del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos, en cumplimiento del artículo 254, párrafo quinto, de la Ley Federal deDerechos.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 7 Observación Núm. 1El Procedimiento Administrativo para la Entrega-Recepción de Bienes Inmuebles Adquiridos porConstrucción, autorizado por la Gerencia de Administración Patrimonial y de Servicios con folio núm.200-75000-PA-05, emitido en junio de 2008 y vigente en 2008, tuvo como finalidad establecer lametodología para la entrega-recepción de los bienes inmuebles, y señala que la documentación queampara la propiedad del bien inmueble, entre otra, es la memoria descriptiva, los planos, el inventariode los bienes capitalizables que incluya el inmueble y demás documentos que indiquen las Políticas,Bases y Lineamientos Generales de Suministros en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos yServicios para Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales (POBALINES), asícomo el permiso de la Secretaría de Energía (SENER) para la perforación de los pozos.A fin de verificar que Pemex Exploración y Producción (PEP) contó con los documentos mencionadosen el Procedimiento Administrativo señalado, de la muestra de 32 activos fijos se revisaron losexpedientes de 17 y se observó que en el caso del pozo Dandi 3, no se incluyó el permiso de laSENER.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 6 deenero de 2010, PEP proporcionó el oficio núm. CAF-APYS-6189-2475-2009 del 30 de diciembre de2009, en el que informó que se están realizando las negociaciones con la Secretaría de Energía con el524

Sector Energíaobjetivo de obtener el permiso correspondiente, situación que esperaba se resolviera la primerasemana de enero de 2010.En los 17 expedientes revisados no se integraron los oficios de solicitud del acta de entrega-recepciónni del permiso definitivo para la perforación de los pozos, los cuales forman parte de la información quedebe recibir la Gerencia de Administración Patrimonial y de Servicios, en incumplimiento delProcedimiento Administrativo para la Entrega-Recepción de Bienes Inmuebles Adquiridos porConstrucción con folio núm. 200-75000-PA-05.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEP informóque “las actas de entrega-recepción llegan al departamento de administración patrimonial y deservicios, dentro de los treinta días después de que se recibe el oficio de terminación del pozo”.Cabe señalar que PEP proporcionó el Procedimiento para Trámite de Permisos ante la Secretaría deEnergía, autorizado por la Subdirección de Recursos Humanos Competitividad e Innovación, el 4 demarzo de 2005, vigente en el ejercicio 2008, el cual establece que la coordinación de administraciónpatrimonial y de servicios deberá vigilar que la información del activo fijo se encuentre debidamenteactualizada, además de difundir y supervisar la aplicación de los mecanismos para asegurar que sedisponga de información auditable del activo fijo.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, PEP informóque "en el diario oficial de la federación del 22 de septiembre del año en curso se publicó el reglamentode la ley reglamentaria del artículo 27 constitucional en el ramo del petróleo modificada el 28 denoviembre de 2008. El reglamento contiene nuevas disposiciones normativas en materia de:Información que la entidad debe entregar a la SENER, el registro de reservas de hidrocarburos,autorización de trabajos petroleros, permisos de reconocimiento y exploración superficial y deasignaciones petroleras, entre otros temas. Conviene señalar de manera particular lo siguiente:Se abroga el reglamento de trabajos petroleros publicado en el Diario Oficial de la Federación el 27 defebrero de 1974. En este sentido, la SENER definirá los trabajos para los cuales se requeriráautorización previa a su ejecución. Mientras no se definan las disposiciones administrativas parasolicitar las autorizaciones de los trabajos definidos por la Secretaría de Energía, a partir del 23 deseptiembre no se requiere solicitar los permisos de trabajos petroleros"."Cuando la Secretaría de Energía emita las disposiciones administrativas complementarias alreglamento publicado el 22 de septiembre de 2008, se harán de su conocimiento para que en esostérminos sean solicitados las autorizaciones de trabajos petroleros que decida la SENER, los permisosde reconocimiento y exploración superficial y las asignaciones petroleras".525

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Acción Promovida08-1-18T4L-02-0308-01-006RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca mecanismos de control a fin de que losexpedientes de los activos fijos contengan la totalidad de los documentos que amparan la propiedadde esos activos, ya que en la revisión de 17 expedientes de activos fijos (pozos) se observó quecarecen, entre otros, del permiso definitivo para la perforación del pozo y del oficio de solicitud del actade entrega-recepción del pozo, que amparen la propiedad del bien, en cumplimiento del ProcedimientoAdministrativo para la Entrega-Recepción de Bienes Inmuebles Adquiridos por Construcción con clavenúm. 200-75000-PA-05.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 8Sin ObservacionesA fin de verificar el proceso para la adjudicación y la ejecución de los contratos para la realización delas obras y prestación de servicios relacionados con las mismas, asociadas a activos fijos que sirvieronpara determinar las deducciones por concepto de inversiones para el desarrollo y explotación deyacimientos de petróleo crudo o gas natural consideradas en la base para el cálculo del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos (DOSH), se revisó la documentación soporte correspondiente a loscuatro contratos siguientes:526

Sector EnergíaINTEGRACIÓN DE MUESTRA DE CONTRATOS, 2008(Miles de pesos)Núm. delcontrato 1/Proveedor424048824 Weatherford de México, S.A.de C.V. y Meyer & Associates,S.A. de C.V. (Propuestaconjunta)424048825 Weatherford de México, S.A.de C.V. y Meyer & Associates,S.A. de C.V. (Propuestaconjunta)Objeto del contratoTrabajos integrados para laperforación y terminación depozos en el Proyecto AceiteTerciario del Golfo (Paquete I)Trabajos integrados para laperforación y terminación depozos en el Proyecto AceiteTerciario del Golfo (Paquete II)Montocontratado4,354,302.12/4,691,479.53/Plazo de ejecuciónInicio Término1/07/08 31/12/091/07/08 31/12/09424047827 BJ Services CompanyMexicana, S.A. de C.V.424047833 Dowell Schlumberger deMéxico, S.A. de C.V./ICAFlour Daniel S. de R.L. deC.V./Ofs Servicios, S.A. deC.V./Drillers Technology deMéxico, S.A. de C.V.(Propuesta conjunta)TotalTrabajos de fracturamientoshidráulicos con sustentante conácido y espuma en pozospetroleros en los activos de laRegión Norte que incluye lostrabajos de limpieza y mediciónde pozosObras y servicios integrados parala explotación de los yacimientosde hidrocarburos en elPaleocanal de ChicontepecFUENTE: Contratos núms. 424048824, 424048825, 424047827 y 424047833.983,721.74/15,203,242.55/25,232,745.81/06/07 30/06/0912/07/07 12/07/111/ Los contratos se adjudicaron mediante licitaciones públicas internacionales sobre la base deprecios unitarios, con fundamento en los artículos 3, fracción II, 26, fracción I, 27, fracción I, 28 y30, fracción II, inciso a, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.2/ Monto integrado por 611,645.3 miles de pesos más 357,458.0 miles de dólares, equivalentes a3,742,656.8 miles de pesos al tipo de cambio de 10.4702 pesos por dólar del 28 de abril de 20083/ Monto integrado por 631,912.2 miles de pesos más 385,626.5 miles de dólares, equivalentes a4,059,567.3 miles de pesos al tipo de cambio de 10.5272 pesos por dólar del 30 de abril de 20084/ Monto integrado por 10,624.1 miles de pesos más 89,025.9 miles de dólares, equivalentes a973,097.6 miles de pesos al tipo de cambio de 10.9305 pesos por dólar del 30 de abril de 2007.5/ Monto integrado por 8,339,252.6 miles de pesos, más 632,287.8 miles de dólares, equivalentes a6,863,989.9 miles de pesos al tipo de cambio de 10.8558 pesos por dólar del 8 de mayo de2007.En este resultado y el siguiente se presenta lo correspondiente a los contratos núms. 424048824 y424048825.527

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En los resultados números 10 y 11 se presenta el análisis de los dos contratos restantes.Weatherford de México, S.A. de C.V., y Meyer & Associates, S.A. de C.V. (propuesta conjunta).Para verificar el procedimiento de adjudicación de los contratos 424048824 y 424048825 se revisaronla convocatoria, las bases de la licitación pública internacional con Tratado de Libre Comercio deAmerica del Norte, núms. 18575051-009-08 y 18575051-010-09, las evaluaciones técnica y económicay los dictámenes para fallo.Convocatoria y bases de licitación.Las convocatorias de las dos licitaciones se publicaron en el Diario Oficial de la Federación el 1 deabril de 2008, y se constató que las bases de licitación fueron emitidas por el área de Contratación deServicios de Perforación y Mantenimiento de Pozos, División Norte, para celebrar los contratos núms.424048824 para los “Trabajos integrados para la perforación y terminación de pozos en el ProyectoAceite Terciario del Golfo (Paquete I)”, y 424048825 para los “Trabajos integrados para la perforación yterminación de pozos en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Paquete II)”, y se conformaron por lassecciones “Instrucciones para la licitación”, “Información general del proyecto”, “Requisitos de laproposición”, “Criterios de evaluación técnica, económica y adjudicación”, y “Modelo de contrato yformatos”, en las cuales se establece que los trabajos se realizarían en pozos del Activo Integral AceiteTerciario del Golfo localizados en los Estados de Veracruz y Puebla, en la Región Norte. El contenidode las bases cumplió con los artículos 31, 32 y 33 de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas.Las dos bases para licitación fueron elaboradas por la Superintendencia de Recursos Materiales y soniguales, excepto el programa de ejecución de los 300 pozos que tienen que ejecutar en cada caso.En el anexo DT-12 “Programa calendarizado de ejecución general de los trabajos” de la licitación18575051-009-08 (Paquete I), se menciona que en 2008 se debían ejecutar 99 pozos, y en 2009, 201pozos. En el anexo DT-12 de la licitación 18575051-010-09 (Paquete II), se indicó que en el 2008 y2009 se tenían que ejecutar 150 pozos por año.La Subgerencia de Servicios por Contrato, División Norte, realizó la evaluación técnica de la licitación18575051-009-08 (Paquete I), en la cual mencionó que se presentaron seis contratistas, de los cualestres resultaron técnicamente solventes por haber cumplido con todos los requisitos establecidos en lasbases; a saber: Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V. (Propuestaconjunta); Halliburton de México, S. de R.L. de C.V., y Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V.528

Sector EnergíaLos contratistas que resultaron no solventes y las causas por las que fueron descalificados fueron:1) Logística, Servicios y Proyectos Offshore de México, S. de R.L. de C.V./Tiger USA VenturesLLC / Nations Oil and Gas, Inc. (propuesta conjunta), por no haber presentado completos losformatos DT-2, DT-3, DT-4, DT-5, DT-6, DT-9 y DT-10, de las bases de licitación.2) Baker Hughes de México, S. de R.L. de C.V./Baker Operations de México, S.A. de C.V.(propuesta conjunta), por no haber cumplido con los formatos DT-9 y DT-10.3) Industrial Perforadora de Campeche, S.A. de C.V., por no haber cumplido con lo establecidoen los formatos DT-9 y DT-10.La Subgerencia de Servicios por Contrato, División Norte, realizó la evaluación técnica de la licitación18575051-010-09 (Paquete II), en la cual mencionó que se presentaron cinco contratistas, de loscuales tres resultaron técnicamente solventes por haber cumplido con todos los requisitos establecidosen las bases, a saber: Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V.(Propuesta conjunta); Halliburton de México, S. de R.L. de C.V.; y Dowell Schlumberger de México,S.A. de C.V.Los contratistas que resultaron no solventes y las causas por las que fueron descalificados son:1) Logística, Servicios y Proyectos Offshore de México, S. de R.L. de C.V./Tiger USA VenturesLL.C./Nations Oil and Gas, Inc (propuesta conjunta), por no haber presentado completos losformatos DT-2, DT-3, DT-4, DT-5, DT-6, DT-9 y DT-10 de las bases de licitación.2) Industrial perforadora de Campeche, S.A. de C.V., por no haber cumplido con los requisitosde los formatos DT-9 y DT-10.La evaluación económica y fallo se realizaron como sigue:A) Licitación 18575051-009-08 (Paquete I).Con el análisis de la evaluación económica, se determinó lo siguiente:El 28 de abril de 2008 se realizó la presentación y apertura de propuestas, como se detalla en elcuadro siguiente:529

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008EMPRESAS LICITANTES DEL CONTRATO NÚM. 424048824(Importe en miles)Núm.LicitantesImporteTotal enEquivalentePesos Dólarespesosen pesos 1/1 Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & 611,645.3 357,458.0 3,742,656.8 4,354,302.1Associates, S.A. de C.V.2 Industrial Perforadora Campeche, S.A. de C.V. 1,720,540.0 558,540.6 5,848,031.8 7,568,571.83 Baker Hughes de México, S. de R.L. de C.V. - 680,199.0 7,121,819.6 7,121,819.6/Baker Operations de México, S.A. de C.V4 Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V. 2,035,101.2 539,513.1 5,648,810.1 7,683,911.35 Logística, Servicios y Proyectos Offshore de 866,261.1 416,061.8 4,356,250.3 5,222,511.4México, S. de R.L. de C.V./Tiger USA VenturesLLC/Nations Oil and Gas, Inc.6 Halliburton de México, S. de R.L. de C.V. 2,674,580.9 433,462.1 4,538,434.9 7,213,015.8FUENTE: Evaluación económica.1/ Al tipo de cambio del 28 de abril de 2008 de 10.4702 pesos por dólar.El promedio de las propuestas, sin incluir la propuesta ganadora (1), fue de 6,961,966.0 miles depesos, monto superior en 59.9% de los 4,354,302.1 miles de pesos de la propuesta 1; el promedio delas propuestas técnicamente solventes (4 y 6) fue de 7,448,463.6 miles de pesos, superior en 71.1%, yel promedio de las no solventes (2, 3 y 5) fue de 6,637,634.2 miles de pesos, superior en 52.4%.El importe propuesto por el contratista Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A.de C.V., fue muy bajo; se observó una diferencia considerable entre el monto ofertado con respecto delas demás propuestas, especialmente con las solventes.Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V., cumplió con la información,documentos y requisitos solicitados; los precios propuestos fueron aceptables y el importe de lapropuesta fue congruente con todos los documentos que la integran tales como: DE-1 Análisis deprecios unitarios, DE- 4 Análisis, cálculo e integración de los costos horarios de la maquinaria y equipoy DE-10 Catálogo de conceptos que contiene descripción, unidades de medición y precios unitarioscon número y letra, este documento es el presupuesto de la obra.En cuanto a la razonabilidad de precios, PEP comparó los precios del contrato 424048824 con el deotro contrato el núm. 424047833, referente a “Obras y Servicios Integrados para la explotación de losyacimientos de hidrocarburos en el Paleocanal de Chicontepec II”, por conceptos que representaron el85.0% de la propuesta de Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V.,debido a que este porcentaje está referenciado, como se muestra en el cuadro siguiente:530

Sector EnergíaCOMPARATIVO DE PRECIOS DE LAS PROPUESTAS DE WEATHERFORD DE MÉXICO,S.A. DE C.V., Y DE DOWELL SCHLUMBERGER DE MÉXICO, S.A. DE C.V.(Miles de dólares)Ref.Trabajos integrados para la perforación yterminación de pozos en el proyecto AceiteTerciario del GolfoDowellSchlumberger deMéxico, S.A. de C.V.Contrato núm.424047833Weatherford deMéxico, S.A. deC.V./Meyer &Associates, S.A. deC.V.Contrato núm.424048824Concepto Importe Diferencia1 Servicios básicos de perforación con equipo y177,607.4 140,204.4 37,403.0personal del contratista2 Servicios básicos de perforación con equipo de95,640.0 84,863.5 10,776.5la compañía y tripulado con personal de PEP3 Servicios opcionales de la perforación 30,428.1 14,900.9 15,527.24 Servicios básicos de terminación 78,050.7 65,724.2 12,326.55 Servicios opcionales en la terminación 58,167.3 46,236.4 11,930.9Total439,893.5 351,929.4 87,964.1FUENTE: Evaluación económica.Al comparar ambos contratos, la Auditoría Superior de la Federación determinó que la propuesta deWeatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V., está 20.0% abajo del contratonúm. 424047833 de Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V., celebrado en mayo de 2007, pocomás de 11 meses antes del contrato de Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A.de C.V.En esta licitación del contrato 424048824, Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V., propuso paraconceptos que representaron el 85.0% de la propuesta de Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer& Associates, S.A. de C.V., 607,022.0 miles de dólares, que representaron el 38.0% por arriba de supropuesta del contrato núm. 434047833. Asimismo, Halliburton de México, S. de R.L. de C.V., propuso573,357.1 miles de dólares, 30.3% por arriba del mismo contrato.En consecuencia, el ganador de la adjudicación del contrato núm. 424048824 (Paquete I) fueWeatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V., por lo que se dio el fallo deconformidad con los artículos 38 y 39 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionadas con lasMismas y 39 de su reglamento.531

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008B) Licitación 18575051-010-09 (Paquete II)Con el análisis de la evaluación económica, se determinó lo siguiente:El 30 de abril de 2008 se realizó la presentación y apertura de las propuestas, como se muestra en elcuadro siguiente:EMPRESAS LICITANTES DEL CONTRATO 424048825NúmLicitantes.1 Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer &(Importe en miles)PesosImporteDólaresEquivalenteen pesos 1/Total enpesos631,912.2 385,626.5 4,059,567.3 4,691,479.5Associates, S.A. de C.V.2 Industrial Perforadora Campeche, S.A. de C.V. 1,624,301.0 496,398.6 5,225,687.3 6,849,987.33 Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V. 1,698,988.9 447,261.8 4,708,414.4 6,407,413.34 Logística, Servicios y Proyectos Offshore deMéxico, S. de R.L. de C.V./Tiger USA VenturesLLC/Nations Oil and Gas, Inc.798,780.4 405,997.2 4,274,013.7 5,072,794.15 Halliburton de México, S. de R.L. de C.V. 2,860,366.8 444,643.2 4,680,847.9 7,541,214.7FUENTE: Evaluación económica.1/ Al tipo de cambio del 30 de abril de 2008 de 10.5272 pesos por dólar.El promedio de todas las propuestas, excepto la propuesta ganadora (1), fue de 6,467,852.4 miles depesos, superior un 37.9% de los 4,691,479.5 miles de pesos de la propuesta 1; el promedio de laspropuestas técnicamente solventes (3 y 5) fue de 6,974,314.0 miles de pesos, superior en 48.7%, y elpromedio de las no solventes (2 y 4) fue de 5,961,390.7 miles de pesos, superior en 27.1%.Al igual que el contrato núm. 424048824, el importe propuesto por el contratista Weatherford deMéxico, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V., fue muy bajo, ya que se observó unadiferencia significativa entre el monto ofertado con respecto de las demás propuestas, especialmentecon las solventes.Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V. y Dowell Schlumberger deMéxico S.A. de C.V., incluyeron la información, documentos y requisitos solicitados; los preciospropuestos sí fueron aceptables y el importe total de las propuestas fue congruente con todos losdocumentos que las integraron tales como formatos DE-1 Análisis de precios unitarios, DE-4 Análisis,cálculo e integración de los costos horarios de la maquinaria y equipo y DE-10 Catálogo de conceptosque contiene descripción, unidades de medición y precios unitarios con número y letra (presupuesto dela obra).532

Sector EnergíaLos precios de las propuestas que cumplieron los requisitos se presentan como sigue:PRECIOS DE LAS PROPUESTAS DE WEATHERFORD DE MÉXICO, S.A. DE C.V.,Y DE DOWELL SCHLUMBERGER DE MÉXICO, S.A. DE C.V.(Importe en miles)Licitantes Pesos Dólares Total en pesos1/Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates,S.A. de C.V.631,912.2 385,626.5 4,691,479.5Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V. 1,698,988.9 447,261.8 6,407,403.3FUENTE: Evaluación económica1/ Al tipo de cambio del 30 de abril de 2008 de 10.5272 pesos por dólar.De la comparación de ambas propuestas se desprende que la de Dowell Schlumberger de México,S.A. de C.V., fue superior en 36.6% que la de Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer &Associates, S.A. de C.V.En cuanto a la razonabilidad de precios, PEP comparó los precios de otro contrato, el núm.424047833, referente a “Obras y servicios integrados para la explotación de los yacimientos dehidrocarburos en el Paleocanal de Chicontepec II”, por conceptos que representaron el 80.0% de lapropuesta de Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V., debido a queeste porcentaje está referenciado con el contrato núm. 424048825, como se muestra en el cuadrosiguiente:533

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PartidaCOMPARATIVO DE PRECIOS DE LAS PROPUESTAS DE WEATHERFORD DE MÉXICO,S.A. DE C.V., Y LOS DE DOWELL SCHLUMBERGER DE MÉXICO, S.A. DE C.V.(Miles de dólares)ConceptoDowellSchlumberger deMéxico, S.A. deC.V.Contrato núm.424047833Weatherford deMéxico/Meyer &Associates, S.A. deC.V.Contrato núm.424048825ImporteDiferencia1 Servicios básicos de perforación con equipo y 130,699.0 124,447.0 6,252.0personal del contratista2 Servicios básicos de perforación con equipo de la 101,901.5 97,887.0 4,014.5compañía y tripulado con personal de PEP3 Servicios opcionales de la perforación 30,398.9 14,853.2 15,545.74 Servicios básicos de terminación 77,941.1 69,571.6 8,369.55 Servicios opcionales en la terminación 58,133.8 49,247.0 8,886.8Total399,074.3 356,005.8 43,068.2FUENTE: Evaluación económica.Al comparar ambos contratos, la ASF determinó que la propuesta de Weatherford de México, S.A. deC.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V., fue menor en 10.8% que la del contrato núm. 424047833 deDowell Schlumberger de México, S.A. de C.V., celebrado en mayo de 2007, poco más de 11 mesesantes del contrato de Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V.En la licitación del contrato 424048825, Dowell Schlumberger de México S.A. de C.V., propuso paraconceptos que representaron el 85.0% de la propuesta de Weatherford de México, S.A. de C.V./Meyer& Associates, S.A. de C.V., 447,458.9 miles de dólares, que representaron el 12.1% por arriba de supropuesta del contrato 434047833. Asimismo, Halliburton de México, S. de R.L. de C.V., propuso558,130.0 miles de dólares, el 39.9% por arriba respecto del mismo contrato.Entre los licitantes solventes existe un diferencial superior al 7.0%, por lo que de conformidad con elartículo 37 B del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas elganador de la adjudicación del contrato núm. 424048825 (paquete II) fue Weatherford de México, S.A.de C.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V., mediante el fallo correspondiente, en cumplimiento de losartículos 38 y 39 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y 39 de sureglamento.Se comprobó que en general los catálogos de conceptos de los dos contratos son iguales; sólo que eldel “Paquete I” tiene un concepto más, el 4.39 “Árbol de válvulas tipo fracstack”, que equivale a21,469.2 miles de pesos.534

Sector EnergíaEn el apartado “Razonabilidad de precios” de las evaluaciones económicas, los precios de referenciacorrespondieron al contrato núm. 424047833, cuya apertura de propuestas se realizó el 8 de mayo de2007, casi un año antes de la apertura de propuestas de las bases de licitación núms. 18575051-009-08 y 18575051-010-09 realizadas el 28 y 30 de abril de 2008, respectivamente.Para verificar que la evaluación se hizo sobre precios vigentes, como lo establecen los Criterios deEvaluación Económica de dichas bases, PEP proporcionó las tablas comparativas de las partidasevaluadas, así como el procedimiento de actualización con el factor de actualización utilizado para loscontratos núms. 424048824 y 424048825 e informó que para ambos contratos efectuó la actualizaciónde los precios, de acuerdo a lo establecido en los “Criterios de Evaluación Económica” de las bases delicitación considerando la inflación de Estados Unidos, la cual de acuerdo con el Bureau LaborStatictics de dicho país, fue del 4.0% en el periodo comprendido de la fecha de apertura y presentaciónde proposiciones del proceso concursal que dio origen al contrato 424047833 y la del procedimiento encuestión, dando con ello para el contrato núm. 424048824 un diferencial aún mayor del -23.0% y parael contrato núm. 424048825 un diferencial aún mayor del -14.0% con respecto al contrato dereferencia, lo que fundamentó la asignación de los contratos citados a la compañía Weatherford deMéxico, S.A. de C.V., por lo que en los dictámenes para fallo no se utilizaron los precios actualizados,ya que de origen se consideraron razonables para la asignación del proceso licitatorio, encumplimiento de los Criterios de Evaluación Económica de las Bases de la Licitación, y de los artículos38, párrafo segundo, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y 37,fracción II, de su reglamento.Los contratos núms. 424048824 y 424048825 se formalizaron entre Weatherford de México, S.A. deC.V./Meyer & Associates, S.A. de C.V., y la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, de laGerencia de la División Norte de PEP el 25 de junio de 2008, dentro de los 30 días posteriores denotificado el fallo, en cumplimiento del artículo 47 de la Ley de Obras y Servicios Relacionados con lasMismas; su objeto es “Trabajos integrados para la perforación y terminación de pozos en el ProyectoAceite Terciario del Golfo (Paquete I) y (Paquete II)”, respectivamente.El plazo de ejecución de los dos contratos es de 549 días naturales del 1 de julio de 2008 al 31 dediciembre de 2009.535

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 9Sin ObservacionesEn cuanto cumplimiento del contrato núm. 424048824, en el “Programa calendarizado de ejecucióngeneral de los trabajos”, formato DT-12 del contrato, se estableció que en el 2008 se perforarían 99pozos, pero de acuerdo con el reporte de avance al 31 de diciembre de 2008, únicamente seterminaron 20 pozos y 3 estaban en proceso, lo que representó el 23.2% de avance físico, por lo que aesa fecha 76 pozos estaban pendientes de perforar.Al respecto, PEP informó "que el incumplimiento de la obra programada en el contrato 424048824 (76pozos estaban pendientes de perforar), se debió a la problemática presentada por los trabajosadicionales y condiciones climatológicas, retrasando los trabajos en un periodo acumulado de 55.7días equipo, mismos que en condiciones normales podríamos haber perforado 5 pozos de losprogramados, otro problema que se presentó fue por trabajos en brecha calcaria, retrasando lostrabajos en un periodo acumulado de 25.35 días equipo, mismos que en condiciones normalespodríamos haber perforado 2 pozos de los programados, con lo que respecta a la llegada de losequipos, se retrasaron los trabajos en un periodo de 676.48 días equipo, lo cual representa quepodríamos haber perforado 56 pozos de los programados, por la falta de disponibilidad de lasmacroperas también afectó al cumplimiento del programa de pozos a perforar, retrasando los trabajosen periodo de 145 días equipo, que representan la perforación de 12 pozos del programa"."Por lo tanto, sumando los días que representan el motivo por lo cual retrasaron la perforación de lospozos programados en el formato DT-12 del presente contrato, acumulando 902.53 días equipoperdidos por estos conceptos, por lo que representa dejar de perforar 75.21 pozos acumulados en elperiodo 2008, como podrá observar si las condiciones de programación, planeación, operación y defuerza mayor (desviaciones o problemas), no se hubiera presentado el incumplimiento de obra pactadaen el presente contrato"."Cabe significar que debido a lo anterior, la entidad celebró Convenio No. 1 (Uno) de Ampliación dePlazo al Contrato no. 424048824, con la finalidad de disponer del tiempo suficiente para la conclusiónde los trabajos de perforación y terminación de pozos, asentándose, precisamente como causas quedan origen a dicho convenio, el haber detectado una formación de brecha calcárea, lo que haretrasado el ritmo de la perforación; el retraso en la entrega de macroperas por condicionesclimatológicas. Ahora bien, si bien es cierto que lo referente a los trabajos de terminación de pozos ydisposición final de los productos de las fracturas, limpieza y medición de pozos, son parte del objetodel contrato original, estos conceptos de trabajo se realizan al concluir la etapa de la perforación, loscuales se ven afectados al tener retrasos en la misma, y en su conjunto estos trabajos, estánorientados a fin de comunicar el yacimiento perforado durante la etapa de perforación con la superficie536

Sector Energíay de esta forma obtener el hidrocarburo para su posterior transporte a las baterías de recolecciónaledañas a los pozos en cuestión"."Como se puede apreciar, los retrasos en los trabajos no se debieron cualquier acto u omisión delcontratista, por lo que no se actualizaron las hipótesis previstas en la cláusula ‘VIGÉSIMA SÉPTIMA.-RESCISIÓN ADMINISTRATIVA DEL CONTRATO’…”."Ahora bien, con respecto al incumplimiento de los tiempos programados de perforación versustiempos reales de perforación, se aplicaron las penas convencionales por diferencia en tiempo real por185.92 días, por la cuota diaria a penalizar de $14,500 USD, nos representa un monto de penalizaciónpor $2,695,840 USD, misma que fue aplicada a la compañía Weatherford de México, S.A. de C.V. Estoes, la entidad aplicó la cláusula “DÉCIMA. PENAS CONVENCIONALES” del contrato que nos ocupa”.PEP proporcionó copia del oficio núm. CCTOATG-208-21000-008/2009 del 15 de enero de 2009,emitido por la Residencia de Contratos Aceite Terciario del Golfo, de la Unidad Operativa dePerforación Aceite Terciario del Golfo, en donde informó a la compañía Weatherford de México, S.A.de C.V., que le aplicaría la pena convencional por un monto de 2,695,840 USD, además proporcionólas carátulas del Sistema, Aplicaciones y Productos en el Procesamiento de Datos (SAP/R3) en dondese muestra el pago por dicha cantidad, efectuado en el periodo de marzo a agosto de 2009.Se comprobó documentalmente que por este contrato en 2008 se ejerció un monto de 195,305.6 milesde pesos, el 15.0% de los 1,306,290.6 miles de pesos programados para ese año en el mismocontrato.Respecto del contrato núm. 424048825, en el “Programa calendarizado de ejecución general de lostrabajos”, formato DT-12, se estableció que en el 2008 se perforarían 150 pozos, pero conforme alreporte de avance al 31 de diciembre de 2008, se terminaron 18 pozos y tres se encontraban enproceso, el 14.0% de avance físico, por lo que a esa fecha 129 pozos estaban pendientes de perforar.Al respecto, PEP informó "que el incumplimiento de la obra programada en el contrato 424048825 (129pozos estaban pendientes de perforar), se debió a la problemática presentada por trabajos adicionalesy condiciones climatológicas, retrasando los trabajos en un periodo acumulado de 61.31 días equipo,mismos que en condiciones normales podríamos haber perforado 5 pozos de los programados, otroproblema que se presentó fue por trabajos en brecha calcaria, retrasando los trabajos en un periodoacumulado de 51.40 días equipo, mismos que en condiciones normales podríamos haber perforado 4pozos de los programados, con lo que respecta a la llegada de los equipos, se retrasaron los trabajosen un periodo de 814.79 días equipo, lo cual representa que podríamos haber perforado 68 pozos delos programados, por la falta de disponibilidad de las macroperas también afectó al cumplimiento del537

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008programa de pozos a perforar, retrasando los trabajos en periodo de 559.00 días equipo, querepresentan la perforación de 47 pozos del programa"."Por lo tanto, sumando los días que representan el motivo por lo cual retrasaron la perforación de lospozos programados en el formato DT-12 del presente contrato, acumulando 1,487 días perdidos porestos conceptos, por lo que representa dejar de perforar 124 pozos acumulados en el periodo 2008,como podrá observar si las condiciones de programación, planeación, operación y de fuerza mayor(desviaciones o problemas), no se hubiera presentado el incumplimiento de obra pactada en elpresente contrato"."Significamos que debido a lo anterior, la entidad celebró el convenio núm. 1 (uno) de Ampliación dePlazo al contrato núm. 424048825, con la finalidad de disponer del tiempo suficiente para la conclusiónde los trabajos de perforación y terminación de pozos, asentándose, precisamente como causas quedan origen a dicho convenio, el haber detectado una formación de brecha calcárea, lo que haretrasado el ritmo de la perforación; el retraso en la entrega de macroperas por condicionesclimatológicas. Ahora bien, si bien es cierto que lo referente a los trabajos de terminación de pozos ydisposición final de los productos de las fracturas, limpieza y medición de pozos, son parte del objetodel contrato original, estos conceptos de trabajo se realizan al concluir la etapa de la perforación, loscuales se ven afectados al tener retrasos en la misma, y en su conjunto estos trabajos, estánorientados a fin comunicar el yacimiento perforado durante la etapa de perforación con la superficie yde esa forma obtener el hidrocarburo para su posterior transporte a las baterías de recolecciónaledañas a los pozos en cuestión"."De análoga manera que en el contrato núm. 424048824 señalamos que los retrasos en los trabajosdel contrato núm. 424048825, no se debieron a cualquier acto u omisión del contratista, por lo que nose actualizaron las hipótesis previstas en la Cláusula ‘VIGÉSIMA SÉPTIMA.- RESCISIÓNADMINISTRATIVA DEL CONTRATO’…”."Por otro lado, PEP con respecto al incumplimiento de los tiempos programados de perforación versustiempos reales de perforación en este contrato, aplicó las penas convencionales por diferencia entiempo real por 86.59 días, por la cuota diaria a penalizar de $14,500 USD, nos representó un montode penalización por $1,255,555 USD, misma que fue aplicada a la compañía Weatherford de México,S.A. de C.V., en cumplimiento estricto a la cláusula “DÉCIMA. PENAS CONVENCIONALES” delcontrato que analizamos”.PEP proporcionó la copia del oficio núm. CTOATG-208-21000-009/2009 del 15 de enero de 2009,emitido por la Residencia de Contratos Aceite Terciario del Golfo, de la Unidad Operativa dePerforación Aceite Terciario del Golfo, en donde informó a la compañía Weatherford de México, S.A.538

Sector Energíade C.V., que le aplicaría la pena convencional por un monto de 1,255.5 miles de USD, ademásproporcionó las carátulas del SAP/R3 en donde se muestra el pago por dicha cantidad, efectuado en elperiodo de marzo a mayo de 2009.Cabe señalar que el 7 de abril de 2009, la entidad fiscalizada celebró convenios modificatorios deampliación de plazo para los contratos núms. 424048824 y 424048825. Ambos convenios establecenuna ampliación de 120 días naturales, que representan el 21.8% respecto del plazo inicial (31 dediciembre de 2009), y una nueva fecha para la terminación de los trabajos (7 de abril de 2010), por loque de acuerdo con los formatos DT-12 de los convenios modificatorios los nuevos programas deejecución son los siguientes:• Contrato 424048824, en 2008 se perforaron 20 pozos, en 2009 se debieron perforar 206pozos y en 2010, 74 pozos.• Contrato 424048825, en 2008 se perforaron 18 pozos, en 2009 se debieron perforar 206pozos y en 2010, 76 pozos.La justificación que señalan los convenios para diferir el plazo de ejecución del contrato es la siguiente:1) Haber detectado una brecha calcárea, lo que ha retrasado el ritmo de perforación,consecuentemente la toma de información adicional tanto de registros como corte de núcleos.2) Retraso en la entrega de macroperas por condiciones climatológicas, por lo que se ha tenidoque laborar incluso con dos equipos en la misma localización, lo que hace que lasoperaciones sean más lentas.3) Trabajos de terminación de pozos.4) Disposición final de los productos de las fracturas, limpieza y medición de pozos.Se comprobó que los convenios se formalizaron de acuerdo con lo previsto en los artículos 59, párrafoprimero, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 69 de su reglamento.539

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 10 Observación Núm. 1BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V.A fin de verificar que el procedimiento para adjudicar el contrato de obra pública sobre la base deprecios unitarios núm. 424047827, celebrado el 1 de junio de 2007 entre la Subdirección de la Unidadde Perforación y Mantenimiento de Pozos, Gerencia División Norte de Pemex Exploración yProducción (PEP) y la compañía BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V, se realizó conforme ala normativa, se revisaron las bases de la licitación pública internacional con Tratado de LibreComercio núm. 18575051-019/07, emitidas por la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos,para celebrar el contrato cuyo objeto fue efectuar “Trabajos de fracturamientos hidráulicos consustentante con ácido y espuma en pozos petroleros en los activos de la Región Norte que incluye lostrabajos de limpieza y medición de pozos”.Las bases se conformaron por las secciones denominadas: Instrucciones para la licitación, Informacióngeneral del proyecto, Requisitos de la proposición, Criterios de evaluación técnica, económica, asícomo Adjudicación y modelo de contrato y formatos. Se estableció que los trabajos se desarrollaríanen los pozos petroleros de los activos integrales Burgos, Veracruz y Poza Rica-Altamira de la RegiónNorte; además, se incluyó el monto asignado para el primer ejercicio presupuestal (2007) por 19,271.4mil dólares y la fecha de inicio estimada de las obras (a partir de la formalización del contrato, con unplazo total de 761 días naturales que concluye el 30 de junio de 2009), de conformidad con losartículos 33 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y 19, fracción II, desu Reglamento.Se revisó la documentación relativa a la presentación y la apertura de proposiciones y se comprobóque dos licitantes presentaron sus propuestas y cumplieron con los requisitos estipulados en lasbases, de conformidad con el artículo 37, fracciones I, II, III y IV, de la Ley de Obras Públicas yServicios Relacionados con las Mismas, como sigue:540

Sector EnergíaLICITANTES QUE CUMPLIERON CON LOS REQUISITOS ESTABLECIDOSEN LAS BASES DE LICITACIÓN(Importe en miles)Licitante Pesos DólaresEquivalente Total enen pesos1/ pesosBJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V. 10,624.1 89,025.9 973,097.6 983,721.7Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V. 290,612.0 81,948.2 895,734.8 1,186,346.8FUENTE: Dictamen para fallo.1/ Al tipo de cambio del 30 de abril de 2007 de 10.9305 pesos por dólar.La subgerencia de Servicios por Contrato, División Norte y el Área de Ingeniería de Costos de laSuperintendencia de Recursos Materiales División Norte, analizaron las propuestas técnicas yeconómicas, respectivamente, en cumplimiento de los artículos 38 de la Ley de Obras Públicas yServicios Relacionados con las Mismas, 36 y 37 de su reglamento, las cuales fueron aceptadas.Para determinar la propuesta económicamente más conveniente para el Estado, PEP aplicó elmecanismo de adjudicación, de acuerdo con lo establecido en la sección IV “Criterios de evaluacióntécnica, económica y de adjudicación” de las bases de licitación, con los resultados siguientes:PUNTOS OBTENIDOS POR LOS LICITANTES EN LA APLICACIÓNDEL MECANISMO DE ADJUDICACIÓNPuntos obtenidosLicitanteCriterio relativo aTotalPrecio Calidad OportunidadBJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V 50.0 10.3 5.0 65.3Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V. 41.5 17.5 10.0 69.0FUENTE: Dictamen para fallo.Como se muestra en el cuadro, la propuesta económicamente más conveniente por obtener la mayorpuntuación es la presentada por Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V., sin embargo,atendiendo lo establecido en el artículo 37 B, párrafo quinto, del Reglamento de la Ley de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas, esta propuesta se encuentra con un diferencialmayor al 7% respecto del monto de la propuesta solvente más baja que es la presentada por ellicitante BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V.541

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008El 18 de mayo de 2007, PEP emitió el dictamen para fallo, con el cual adjudicó el contrato núm.424047827 a la compañía BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V., para realizar los “Trabajosde fracturamientos hidráulicos con sustentante con ácido y espuma en pozos petroleros en los activosde la Región Norte que incluye los trabajos de limpieza y medición de pozos”, en cumplimiento de losartículos 38 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, 36, 37, 37 A, 37 By 38 de su reglamento.La duración del proceso de licitación, desde la fecha de publicación de la convocatoria hasta la fechade emisión del fallo, fue de un mes, como se muestra a continuación:CRONOLOGÍA DEL PROCEDIMIENTO DE LICITACIÓNConceptoFechaPublicación de convocatoria 17 de abril de 2007Juntas de aclaraciones (dos juntas) Del 19 y 23 de abril de 2007Acto de presentación y apertura de proposiciones 30 de abril de 2007Fecha programada para el fallo de la licitación 21 de mayo de 2007FUENTE: Acta de las juntas de aclaraciones y dictamen para fallo.Se constató que el contrato por 983,721.7 miles de pesos (10,624.1 miles de pesos más 89,025.9miles de dólares, equivalentes a 973,097.6 miles de pesos, al tipo de cambio de 10.9305 pesos pordólar) se formalizó el 1 de junio de 2007, es decir, dentro de los 30 días posteriores a la notificación delfallo, en cumplimiento del artículo 47, párrafo primero, de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas.En 2008 la Gerencia División Norte de la Subdirección de la Unidad de Perforación y Mantenimiento dePozos, de PEP celebró dos convenios modificatorios al contrato, que entre otros términos, contienen losiguiente:542

Sector EnergíaMODIFICACIONES AL CONTRATO NÚM. 424047827 MEDIANTE CONVENIOS CELEBRADOSEN EL 2008(Importe en miles)Concepto Fecha deEquivalenteObjeto Pesos Dólaresformalizaciónen pesos1/TotalContrato 01/06/07 Trabajos de fracturamientos hidráulicos 10,624.1 89,025.9 973,097.6 983,721.7con sustentante con ácido y espumaen pozos petroleros en los activos de laRegión Norte que incluye los trabajosde limpieza y medición de pozos.Convenio 18/02/08 Inclusión de nuevos conceptos con 13,538.7 88,759.3 970,183.5 983,722.21modificaciones de montos.Convenio28/08/08 Inclusión de nuevos conceptos conmodificaciones de montos.13,609.3 88,752.8 970,112.5 983,721.8FUENTE: Contrato núm. 424047827 celebrado en 2007 y convenios 1 y 2 celebrados en 2008.1/ Al tipo de cambio del 30 de abril de 2007 de 10.9305 pesos por dólar.Se comprobó que los dos convenios se sustentaron con los dictámenes técnicos, en cumplimiento dela cláusula décima cuarta “Modificaciones al contrato” del contrato núm. 424047827, así como de losartículos 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 69 de sureglamento.Se comprobó que durante 2008 se generaron 526 estimaciones por 7,845.0 miles de pesos más 1,035estimaciones por 43,500.6 miles de dólares, equivalentes a 599,168.6 miles de pesos, al tipo decambio de 13.7738 pesos por dólar, que totalizan 1,561 estimaciones por un monto de 607,013.6 milesde pesos; para verificar que éstas cumplieron con los requisitos establecidos en la ley citada y sureglamento, se analizaron 7 estimaciones (2 de 2007 y 5 de 2008, todas ellas pagadas en 2008)siguientes:MUESTRA DE ESTIMACIONES REVISADAS, 2008(Importe en miles)Estimación Periodo de la estimación DólaresTipo decambioPesos Pozo239 A Del 28 al 29 de julio de 2007 117.6 10.3447 1,216.5 Coyula 1436264 A Del 13 de octubre de 2007 163.4 10.3810 1,696.3 Agua Fría 820324 A Del 28 de marzo al 4 de abril de 2008 144.3 10.3620 1,495.2 Coapechaca 292325 A Del 15 al 17 de enero de 2008 122.6 10.6962 1,311.4 Sigma 48589 A Del 9 al 19 de mayo de 2008 351.5 10.2841 3,614.9 Fundador 30723 A Del 19 al 20 de julio de 2008 188.2 10.5143 1,978.8 Dandi 3840 A Del 3 al 30 de septiembre de 200812.4862 1,321.0 Fundador 18105.8Total 1,193.4 12,634.1FUENTE: Estimaciones generadas en 2008.543

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Al respecto, se constató documentalmente que las estimaciones están numeradas, tienen el númerode contrato, los nombres y las firmas del contratante y contratista, el periodo de los trabajos realizadosy la relación de los conceptos con las cantidades ejecutadas; los conceptos, las unidades y los preciosunitarios son los mismos del contrato; las cantidades son las mismas que se presentan en los númerosgeneradores; los números generadores indican la estimación a la que corresponden y cuantifican conclaridad los trabajos ejecutados, y el importe de las estimaciones corresponde al asentado en lafacturación respectiva, en cumplimiento de los artículos 53 de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas y 84, fracción IX, 86, fracción II, letra f y VIII, y 102, fracción I, de sureglamento, así como del Procedimiento Administrativo para Elaboración y Trámite de Generadores deObra, con clave 18575-PA-OP-03, autorizado por la Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de ObrasEstratégicas de PEP, emitido en febrero de 2007, y vigente en el ejercicio 2008.Se comprobó que en 2008 se ejercieron 10,688.2 miles de pesos, más 53,804.7 miles de dólares,equivalentes a 741,095.2 miles de pesos, al tipo de cambio de 13.7738 pesos por dólar, que totalizan751,783.4 miles de pesos, monto que rebasó el presupuesto autorizado para ejercer en ese año de3,718.4 miles de pesos, más 31,159.1 miles de dólares, equivalentes a 429,179.2 miles de pesos altipo de cambio de 13.7738 pesos por dólar, que totalizan 432,897.6 miles de pesos. Al respecto, laentidad fiscalizada proporcionó tres oficios emitidos en 2008 de adecuaciones presupuestarias, con loscuales justificó el monto ejercido, en cumplimiento de los artículos 7, 23 y 24 de la Ley de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y 6, fracción II, de su reglamento.Con el análisis de los precios unitarios establecidos en el Convenio núm. 1, correspondientes a unamuestra de tres estimaciones, se determinó que en algunas partidas, la Subgerencia de Servicios porContrato, División Norte no respetó los precios unitarios del concepto “Cuadrilla de fracturamientos”,correspondientes a la mano de obra, ya que se aumentó el precio respecto del establecido en elcontrato, tal es el caso de las estimaciones 239 A y 264 A, que incluyeron la partida 2.2.14“Sustentante cuarcítico de resistencia hasta 4,000 psi, malla 12/20, colocado en formación”, y laestimación 324 A incluyó las partidas 2.3.8 “Sustentante cuarcítico de resistencia hasta 4,000 psi,malla 12/20, colocado en formación” y 2.3.9 “Sustentante cuarcítico curable cubierto con resina conresistencia hasta 5,000 psi, malla 12/20, colocado en formación”.Se realizó un comparativo de los precios unitarios del concepto “Cuadrilla de fracturamientos” de lamano de obra, establecidos en el contrato núm. 424047827 con los establecidos en el convenio núm.1, con los resultados siguientes:544

Sector EnergíaCOMPARATIVO DE LOS PRECIOS UNITARIOS(Importe en pesos)Concepto Contrato Convenio núm. 1 IncrementosMecánico de equipo 819.92 825.07 5.15Operador de equipo 912.28 918.54 6.26Ayudante de operador de equipo 747.71 752.01 4.30Ingeniero especialista de fracturamientos 1,307.63 1,318.57 10.94Laboratorista 787.15 791.92 4.77FUENTE: Formato DE-1 “Análisis de precios unitarios” del contrato núm. 424047827 y su convenio núm. 1.Los incrementos en precios aplicados a las cantidades totales de productos establecidos en elconvenio, generan costos adicionales a PEP, se verificó el impacto de los incrementos en los preciosunitarios aplicados a las cantidades de los conceptos ejecutados en las estimaciones 239 A, 264 A y324 A, y se observó que se generaron costos adicionales por 303.33 pesos, en incumplimiento delartículo 58, fracción III, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas. Estasituación puede afectar a otras estimaciones durante la ejecución de la obra.Por otra parte, esta misma situación se presentó en cinco partidas más que no formaron parte de lamuestra, las cuales se mencionan a continuación:PARTIDAS CUYOS PRECIOS UNITARIOS ESTABLECIDOS EN EL CONVENIO SON SUPERIORESA LOS ESTABLECIDOS EN EL CONTRATOPartida Descripción2.2.13 Sustentante cuarcítico de resistencia hasta 4,000 psi, malla 12/20 tipo Mutzaya, Grain of Gold,colocado en formación2.2.15 Sustentante cuarcítico curable cubierto con resina con resistencia hasta 5,000 psi, malla 12/20,colocado en formación2.2.16 Sustentante cuarcítico curable cubierto con resina con resistencia hasta 6,000 psi, malla 12/20,colocado en formación2.3.7 Sustentante cuarcítico de resistencia hasta 4,000 psi, malla 12/20, tipo Mutzaya, Grain of Goldcolocado en formación2.3.10 Sustentante cuarcítico curable cubierto con resina con resistencia hasta 6,000 psi, malla 12/20,colocado en formaciónFUENTE: Formato DE-1 “Análisis de precios unitarios” del convenio núm. 1 del contrato núm. 424047827.Al respecto, el 14 de diciembre de 2009, PEP informó que en relación con el convenio 1 al contratonúm. 424047827, cuyos precios fueron validados por el Área de Ingeniería de Costos, División Norte,mediante dictamen de inclusión de nuevos conceptos con reducción de montos, de fecha 6 de febrerode 2008 y formalizado el 18 de febrero de 2008, procedió a realizar una revisión del catálogo deconceptos contenidos en el formato DE-1 y observó una diferencia en un bloque de precios que545

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008comprenden de la partida 2.2, subpartidas 2.2.13 a la 2.2.21, así como la partida 2.3, subpartidas 2.3.7a la 2.3.10 y por último la partida 2.12, subpartida 2.12.1, únicamente para los precios propuestos enmoneda nacional, considerando que los precios en moneda extranjera no sufren modificación alguna,como consecuencia de esa revisión resultó el catálogo de conceptos (formato DE-10-1) que integra elconvenio 1 al contrato referido. Situación que fue comunicada a las Residencias de Contratos de lasUnidades Operativas de Perforación Poza Rica-Altamira, Veracruz y Reynosa, así como al ActivoIntegral Aceite Terciario del Golfo (ATG), mediante los oficios núms. 203-72000-4-01402/2009 y 203-72000-4-01414/2009 del 2 y 8 de diciembre de 2009, respectivamente.Además, PEP indicó que de haberse aplicado en alguna estimación (es) los precios de las subpartidasen moneda nacional mencionadas con anterioridad, se efectuará el ajuste correspondiente a dichosprecios y aplicará el recobro que corresponda por el monto excedente, en términos de la cláusulaséptima “Pagos en exceso” del contrato en comento.En respuesta del oficio núm. 203-72000-4-01402/2009, la Residencia de Contratos de la UnidadOperativa de Perforación Reynosa informó a la Gerencia División Norte que están trabajando en laidentificación de las facturas para proceder en lo conducente.Por otra parte, la Unidad Operativa de Perforación Veracruz informó que las partidas utilizadas para lostrabajos en los pozos de la Unidad Operativa Veracruz no sufrieron alteraciones en los montos, por loque no se procederá el recobro por pagos en exceso.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 4 deenero de 2010, la Residencia de Contratos de la Unidad Operativa de Perforación Reynosa de PEPinformó que revisaron las facturas y no encontraron la utilización de las partidas 2.2.13, 2.2.14, 2.2.15,2.2.16, 2.3.7, 2.3.8, 2.3.9 y 2.3.10 para los trabajos en esa Unidad Operativa. Por lo tanto noprocederán a la recuperación de pagos en exceso.De lo anterior se concluye que la información proporcionada por la entidad fiscalizada no aclara loobservado en lo que corresponde a la Unidad Operativa de Perforación Poza Rica-Altamira, la queinformó encontrarse en proceso de realizar el recobro por el monto excedente de las partidas 2.2.13,2.2.14, 2.2.15, 2.2.16, 2.3.7, 2.3.8, 2.3.9 y 2.3.10.A fin de verificar la existencia física de los pozos en los que se realizaron los trabajos reportados enlas estimaciones 239A, 264A, 324A, 325A, 589A, 723A y 840A, en septiembre de 2009 se realizó unavisita a los pozos Coyula 1436, Agua Fría 820, Coapechaca 292, Sigma 48, Dandi 3 y Fundador 18 y30, ubicados en Puebla, Veracruz y Tamaulipas. Se observó que el pozo Coapechaca 292 no estaba546

Sector Energíarotulado con su nombre en el árbol de válvulas ni en el acceso al pozo, por lo que no se comprobó quecorresponde al informado por PEP.Mediante el oficio núm. 203-21000-70000-73000-11-2010 del 6 de enero de 2010, la Subgerencia deAdministración y Finanzas de la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos proporcionó laevidencia fotográfica de la rotulación del pozo Coapechaca 292 con su nombre y número.Los trabajos reportados en la muestra de estimaciones fueron concluidos en 2008, por lo que serevisaron las "Órdenes de trabajo" (documento que describe los trabajos solicitados), la "Certificaciónde los trabajos" (detalla los trabajos realizados y la cantidad de productos utilizados, los cualescoinciden con los estimados para pago), y los "Reportes consecutivos de actividades" (menciona lostrabajos que se realizan, los cuales coinciden con los asentados en la certificación de los trabajos).Con la revisión de esta documentación, se constató que los trabajos fueron aceptados de conformidadcon la cláusula vigésima tercera "recepción de los trabajos", estipulada en el contrato entre PEP y BJServices Company Mexicana, S.A. de C.V., y en los artículos 135 al 138 del Reglamento de la Ley deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.Acción Promovida08-9-18T4L-02-0308-08-002Promoción de Responsabilidad Administrativa SancionatoriaLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 79, fracciónIV, párrafo primero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15,fracción XV, y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, solicita que el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción, en elámbito de sus atribuciones, realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie elprocedimiento administrativo para el fincamiento de las responsabilidades administrativassancionatorias que se deriven de los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestióncelebraron el 18 de febrero de 2008 el Convenio núm. 1, del contrato núm. 424047827 con lacompañía BJ Services Company Mexicana, S.A. de C.V., cuyo objeto fue realizar "Trabajos defraccionamientos hidráulicos con sustentante con ácido y espuma en pozos petroleros en los activosde la Región Norte que incluye los trabajos de limpieza y medición de pozos", en el cual se incluyeronlas partidas 2.2.13, 2.2.14, 2.2.15, 2.2.16, 2.3.7, 2.3.8, 2.3.9 y 2.3.10, en las que se establecieronprecios unitarios del concepto mano de obra "Cuadrillas de fracturamientos", superiores a los547

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008estipulados en el contrato núm. 424047827, en incumplimiento del artículo 58, fracción III, de la Ley deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.El Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción proporcionará a la Auditoría Superiorde la Federación la respuesta correspondiente.Resultado Núm. 11Sin ObservacionesDowell Schlumberger de México, S.A. de C.V./ICA Flour Daniel, S. de R.L. de C.V./Ofs Servicios, S.A.de C.V./Drillers Technology de México, S.A. de C.V. (propuesta conjunta)Se revisaron las bases de la licitación pública internacional con TLC núm. 18575051-050/06, emitidaspor la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, correspondientes al contrato núm.424047833, celebrado el 11 de julio de 2007 por la Gerencia División Norte, adscrita a la Subdirecciónde la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos de Pemex Exploración y Producción (PEP) conlas empresas mencionadas, con el objeto de realizar “Obras y servicios integrados para la explotaciónde los yacimientos de hidrocarburos en el Paleocanal de Chicontepec”.Se comprobó que las bases de licitación se conformaron por las secciones “Instrucciones para lalicitación”, “Información general del proyecto”, “Requisitos de la proposición”, “Criterios de evaluacióntécnica, económica y adjudicación” y “Modelo de contrato y formatos”, en las cuales se establece quelos trabajos se realizarían en las áreas de Agua Fría y Coapechaca-Tajín, entre otros,correspondientes a las formaciones del terciario localizados en la Región Norte, entre los límites de losestados de Veracruz y Puebla; también incluyeron el importe asignado para ejercer durante el primerejercicio presupuestal (2007), por 90,000.0 mil dólares, y la fecha estimada de la ejecución de lasobras (del 11 de abril de 2007 al 11 de abril de 2011, es decir 1,462 días naturales), en cumplimientode los artículos 33 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y 19,fracción II, de su reglamento.Con la revisión de la documentación relacionada con la presentación y la apertura de proposiciones, secomprobó que dos licitantes presentaron propuestas, como sigue:548

Sector EnergíaPROPUESTAS PRESENTADAS(Importe en miles)Licitante Pesos DólaresEquivalente Total enen pesos1/ pesosDowell Schlumberger de México, S.A. de C.V./ ICA Flour 8,339,252.6 632,287.8 6,863,989.9 15,203,242.5Daniel S. de R.L. de C.V./Ofs Servicios, S.A. deC.V./Drillers Technology de México, S.A. de C.V.(Propuesta conjunta)Industrial Perforadora de Campeche, S.A. de C.V. 4,829,135.5 1,393,089.7 15,123,103.2 19,952,238.7FUENTE:Dictamen para fallo.1/ Al tipo de cambio del 8 de mayo de 2007 de 10.8558 pesos por dólar.Las dos propuestas cumplieron con los requisitos establecidos en las bases de licitación, deconformidad con el artículo 37, fracciones I, II, III y IV, de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas.Las subgerencias de Servicios por Contrato, División Norte y de Recursos Materiales División Norteanalizaron las propuestas técnicas y económicas, respectivamente, en cumplimiento de los artículos38 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y 36 y 37 de su reglamento,las cuales fueron aceptadas.Para determinar la propuesta económicamente más conveniente para el Estado, PEP aplicó elmecanismo de adjudicación, tal como se estableció en la sección IV “Criterios de evaluación técnica,económica y de adjudicación” con los resultados siguientes:PUNTOS OBTENIDOS POR LOS LICITANTES EN LA APLICACIÓN DEL MECANISMO DE ADJUDICACIÓNLicitanteDowell Schlumberger de México, S.A. de C.V./ ICA FlourDaniel, S. de R.L. de C.V./Ofs Servicios, S.A. deC.V./Drillers Technology de México, S.A. de C.V.(Propuesta conjunta).Puntos obtenidosCriterio relativo aTotalPrecio Calidad Oportunidad50.0 14.4 5.8 70.2Industrial Perforadora de Campeche, S.A. de C.V. 38.1 9.2 6.0 53.3FUENTE: Dictamen para fallo.El 12 de junio de 2007, PEP emitió el dictamen para fallo con el cual adjudicó a Dowell Schlumbergerde México, S.A. de C.V./ICA Flour Daniel, S. de R.L. de C.V./Ofs Servicios, S.A. de C.V./DrillersTechnology de México, S.A. de C.V. (propuesta conjunta), el contrato para ejercer los trabajos de“Obras y servicios integrados para la explotación de los yacimientos de hidrocarburos en el Paleocanalde Chicontepec”, debido a que dicha empresa obtuvo mayor puntaje.549

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Por lo anterior, PEP cumplió con el proceso de contratación previsto en los artículos 38 de la Ley deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, así como 36, 37, 37A, 37B y 38 de sureglamento.El proceso de licitación, desde la fecha de publicación de las bases de licitación hasta la fecha deemisión del fallo, duró cinco meses, como se muestra a continuación:CRONOLOGÍA DE LA APLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LICITACIÓNConceptoFechaPublicación de convocatoria 2 de enero de 2007Juntas de aclaraciones (8 juntas) Del 23 de enero de 2007 al 2 de abril de 2007Acto de presentación y apertura de proposiciones 8 de mayo de 2007Fecha del fallo de la licitación 13 de junio de 2007FUENTE: Actas de las juntas de aclaración y Dictamen para fallo.Se constató que el contrato amparó 8,339,252.6 miles de pesos, más 632,287.8 miles de dólares,equivalentes a 6,863,989.9 miles de pesos, al tipo de cambio de 10.8558 pesos por dólar; quetotalizaron 15,203,242.5 miles de pesos; se formalizó el 11 de julio de 2007, es decir, dentro de los 30días posteriores a la notificación del fallo, en cumplimiento del artículo 47, párrafo primero, de la Ley deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.Durante 2008, la Gerencia de División Norte, adscrita a la Subdirección de la Unidad de Perforación yMantenimiento de Pozos de PEP, celebró tres convenios para modificar o agregar conceptos y montosconsignados en el contrato. Los convenios contienen entre otros términos los siguientes:550

Sector EnergíaMODIFICACIONES AL CONTRATO NÚM. 424047833 MEDIANTE CONVENIOS CELEBRADOSEN 2008(Importe en miles)Tipo de Fecha deEquivalente Total enObjeto Pesos Dólaresdocumento formalizaciónen pesos1/ pesosContrato 11/07/07 Obras y servicios 8,339,252.6 632,287.8 6,863,989.9 15,203,242.5integrados para laexplotación de losyacimientos dehidrocarburos en elPaleocanal deChicontepec”Convenio122/01/08 Corrección al nombrede la compañía ICAFluor Daniel S. de R.L.Convenio2Convenio3de C.V.23/08/08 Inclusión de nuevos 8,287,103.0 637,050.2 6,915,689.6 15,202,792.6conceptos conmodificación de montos21/11/08 Inclusión de nuevos 8,314,379.4 634,537.6 6,888,413.3 15,202,792.7conceptos conmodificación de montosFUENTE: Contrato núm. 424047833 y convenios 1, 2 y 3.1/ Al tipo de cambio del 8 de mayo de 2007 de 10.8558 pesos por dólar.En los convenios núms. 2 y 3 se incluyeron nuevos conceptos los cuales están sustentados con sudictamen técnico y con fundamento en las causas que los originaron, en cumplimiento del artículo 69del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.Se celebraron los tres convenios en cumplimiento de la cláusula décima quinta “Modificaciones alcontrato” del contrato y del artículo 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas.Durante 2008, se generaron 923 estimaciones por 2,174,932.7 miles de pesos, más 764 estimacionespor 244,004.5 miles de dólares, equivalentes a 3,360,869.2 miles de pesos, al tipo de cambio de13.7738 pesos por dólar, que totalizan 5,536,352.8 miles de pesos, por lo que para comprobar queéstas cumplieron con los requisitos establecidos en la citada ley y su reglamento, se revisaron cuatroestimaciones:551

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008ESTIMACIONES REVISADAS, 2008(Importe en miles)Estimación Periodo de la estimación DólaresTipo de Equivalentecambio en pesos1/Pozo342 Del 05 de marzo al 19 de marzo 885.6 10.5272 9,322.9 Tajín 411549 Del 16 de mayo al 31 de mayo 926.9 10.3229 9,568.3 Coralillo 607557 Del 27 de mayo al 22 de junio 1,017.2 10.3229 10,500.5 Coapechaca 55723 Del 21 de agosto al 8 de septiembre 923.1 10.3229 9,529.1 Agua Fría 84Total 3,752.8 38,920.8FUENTE: Estimaciones del contrato núm. 424047833, generadas en 2008.Se observó que la entidad fiscalizada carece del generador de obra de las cuatro estimacionesrevisadas, no obstante, PEP cuenta con las órdenes de trabajo y las actas circunstanciadas de lostrabajos ejecutados, documentos que forman parte del soporte de la estimación.Al respecto, PEP informó que para el caso de los trabajos de perforación de pozos, han utilizado comogenerador el Acta Circunstanciada de Recepción de Campo, ya que contiene entre otros datos elperiodo, las partidas utilizadas, la unidad de medida, la cantidad utilizada por pozo, así como losdemás datos del generador, como lo marca el procedimiento con clave 18575-PA-OP-03 autorizadopor la Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas de PEP, misma que han venidoutilizando como base para la elaboración de las estimaciones y facturas derivadas de los trabajos, yaque sin esos documentos no es posible realizar los pagos correspondientes, si bien es cierto, que nose especifica en el acta el número de estimación, el Acta Circunstanciada cumple la función de ungenerador de obra, en cumplimiento de los artículos 53 de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas, así como 84, fracción IX, 86, fracción II, letra f, y VIII, y 102, fracción I,de su reglamento.El monto asignado para ejercer en 2008 fue de 1,952,665.2 miles de pesos, más 158,288.2 miles dedólares, equivalentes a 2,180,230 miles de pesos que totalizaron 4,132,895.2 miles de pesos; sinembargo, se ejercieron 2,234,928.8 miles de pesos, más 244,004.5 miles de dólares, equivalentes a3,360,869.2 miles de pesos que totalizaron 5,595,798.0 miles de pesos. Al respecto, la entidadfiscalizada proporcionó tres oficios de adecuaciones presupuestarias con los cuales justificó el montoejercido, en cumplimiento de los artículos 7, 23 y 24 de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas y 6, fracción II, de su reglamento.A fin de verificar la existencia física de los pozos donde se realizaron los trabajos reportados en lasestimaciones núms. 342, 549, 557 y 723, que respaldan 38,920.8 miles de pesos de pagos realizadoscorrespondientes a las partidas 3A “Servicios básicos de perforación con equipo de la compañía ytripulado con personal de PEP”, y 4 “Servicios Opcionales de la Perforación” para cada pozo, en552

Sector Energíaseptiembre de 2009 se realizó una visita de inspección a los cuatro pozos Tajín 411, Coralillo 607,Coapechaca 55 y Agua Fría 84, y se constató su existencia.Además, se revisaron 19 órdenes de trabajo y se constató que PEP solicitó al contratista los trabajosde las estimaciones mencionadas. También se analizaron las actas circunstanciadas de recepción decampo y se constató que PEP aceptó los trabajos de conformidad con lo estipulado en la cláusula 23“Recepción de los Trabajos” del contrato, en cumplimiento de los artículos 64 de la Ley de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 135 al 138 de su reglamento.Resultado Núm. 12Sin ObservacionesA fin de verificar que el importe de las inversiones en el desarrollo y explotación de yacimientos depetróleo crudo o gas natural reportados por Pemex Exploración y Producción (PEP) en la base fiscalde la determinación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) de 2008, por 98,299,705.2miles de pesos, se reportaron en la Cuenta Pública de ese año, se solicitó a la entidad fiscalizada laevidencia documental que acreditara este monto, en respuesta; informó que “en cumplimiento de lodispuesto en el artículo 74, fracción VI, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, elEjecutivo Federal somete a consideración de la Cámara de Diputados del Honorable Congreso de laUnión, la Cuenta de la Hacienda Pública Federal correspondiente al ejercicio fiscal de 2008, que seintegra por un Tomo de Resultados Generales y un Banco de Información, donde se da cuenta de losresultados obtenidos con los recursos aprobados”.Además, “El banco de información contiene los datos financieros, presupuestarios y programáticos demayor detalle de las dependencias, ramos generales y autónomos, así como de las entidades decontrol presupuestal directo e indirecto”.Asimismo, el organismo informó "que la SHCP publica los lineamientos para formular la CuentaPública 2008, que son el punto de partida, y el Corporativo de PEMEX establece el enlace con lacitada Secretaría y norma criterios para elaborar el documento mencionado; además que laSubdirección de Administración y Finanzas de PEP por conducto de la Gerencia de RecursosFinancieros, solicita, analiza y consolida la información de diversas áreas del organismo. Lainformación presentada en el Informe de la Cuenta Pública 2008, no contiene un formato específico delas inversiones en el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gas natural. Cabeaclarar que la Cuenta Pública se elabora con base en la estructura contable y presupuestal autorizadapor la SHCP, y se integra con las operaciones de los recursos autorizados en el presupuestoprogramable".553

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Por lo anterior, las inversiones en el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo crudo o gasnatural, por 98,299,705.2 miles de pesos, al ser utilizadas para fines fiscales, no se presentan bajo eseconcepto en la Cuenta Pública, ya que sólo se presenta el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburospagado.Impacto de las ObservacionesErrores y Omisiones de la Información FinancieraImporte: 10,274.5 (miles de pesos)En las cédulas de costos del Activo Integral Burgos se incluyó el concepto CMC-070/05 por 10,274.4miles de pesos, referente a un convenio administrativo-sindical entre PEP y la Sección 23 del Sindicatode Trabajadores Petroleros de la República Mexicana para la prestación de servicios de transporte alpersonal sindicalizado en el Activo Integral Burgos, por conducto de terceros que cumplan con elservicio, que fueron consideradas como Inversiones en el Desarrollo y Explotación de Yacimientos dePetróleo Crudo o Gas Natural en las cédulas de costos del Activo Integral Burgos, para efecto delcálculo de la deducción por Inversiones en el Desarrollo y Explotación de Yacimientos de PetróleoCrudo o Gas Natural para la determinación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos del ejercicio de2008, sin contar con documentación que reúna los requisitos fiscales.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 7 observación(es) que generó(aron) 10 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 6 a Recomendación(es), 1 a Solicitud(es) de Aclaración, 1 a Promoción(es) delEjercicio de la Facultad de Comprobación Fiscal y 2 a Promoción(es) de ResponsabilidadAdministrativa Sancionatoria.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con lasInversiones en el Desarrollo y Explotación de Yacimientos de Petróleo Crudo y Gas Natural, cuyoobjetivo consistió en fiscalizar que las inversiones se realizaron, determinaron, pagaron, registraron y554

Sector Energíapresentaron en la Cuenta Pública, de acuerdo con las disposiciones legales y normativas aplicables,para ser deducidas de la base gravable del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, se determinófiscalizar un monto de 1,498,756.5 miles de pesos, que representa el 8.0% de los 18,750,125.9 milesde pesos reportados en la base de las deducciones autorizadas de las inversiones de la Región Nortedel ejercicio 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental, losordenamientos legales, las disposiciones normativas aplicables a la naturaleza de las operacionesrevisadas y a la normativa institucional para la fiscalización de la gestión gubernamental, las cualesrequieren que la auditoría sea planeada y desarrollada de tal manera que permita obtener unaseguridad razonable de que lo revisado, de acuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, nopresenta errores importantes. Esta auditoría se ejecutó mediante pruebas selectivas que se estimaronnecesarias. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sólo ala muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesa la determinación, pago y registro de las inversiones en el desarrollo y explotación de yacimientos depetróleo crudo o gas natural, respecto de las operaciones examinadas.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares laGerencia de Control de Gestión de Pemex Exploración y Producción (PEP) mediante el oficio núm.PEP-SAF-GCG-20-2010 del 6 de enero de 2010, proporcionó el oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SF-005-2010 del 5 de enero de 2010, en el que la Subgerencia Fiscal de la Gerencia de RecursosFinancieros informó de los resultados 1 y 2 lo siguiente:555

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 11. “En el Diario Oficial de la Federación de fecha 13 de noviembre de 2008 se publico ‘Decreto porel que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo alrégimen fiscal de Petróleos Mexicanos’ estableciendo en los artículos 257 Bis y 257 Ter lacreación de los derechos: sobre extracción de hidrocarburos (DSEH) y especial sobrehidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC).2. El 14 de noviembre de 2008 entró en vigor el decreto señalado en el punto anterior.3. A fin de estar en posibilidades de determinar las deducciones, se está desarrollando un sistemade deducibles fiscal que a la fecha no ha concluido.4. Tan pronto se tengan el sistema a que nos referimos en el punto 3 anterior, se procederá a laelaboración de la declaración complementaria respectiva”.Resultado Núm. 2“Se enviará el papel de trabajo a la Auditoría Superior de la Federación para su análisis y en suoportunidad se presentarán las declaraciones mensuales y anual informativas correspondientes”.Resultado Núm. 3Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares laGerencia de Control de Gestión de PEP mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-25-2010 del 7 de enerode 2010, proporcionó oficio núm. RF-2-11-011-2010 del 4 de enero de 2010 con el cual elDepartamento de Recursos Financieros del Activo Integral Burgos informó lo siguiente:1. “No se incrementó el monto original de la inversión, ya que no hubo erogaciones adicionales alejercicio reportado. Por ello, el monto de las deducciones permitidas para determinar el DOSH,no tuvo variación alguna.2. Se detectaron registros, donde hay direccionamientos inconsistentes, ya que se consideraroninvoluntariamente elementos PEP, diferentes a los presentados en los pagos efectuados alamparo del convenio CMC-070/05.3. Por ello en cédula anexa, enviamos a usted la solicitud para la aplicación de losredireccionamientos de costos y subsanar los cargos no correspondientes.556

Sector Energía4. Asimismo, es conveniente puntualizar que los 317.5 miles de pesos no fueron pagados de más;son cargos que no fueron direccionados al activo adecuado. Motivo por el cual, se solicita eltraspaso entre activos de la misma clase (Pozos)”.Resultado Núm. 6Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares laGerencia de Control de Gestión de PEP mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-20-2010 del 6 de enerode 2010, proporcionó oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SAF-005-2010 del 4 de enero de 2010 con el cualla Subgerencia de Activo Fijo de la Gerencia de Recursos Financieros informó lo siguiente:1. “Se actualizará el procedimiento 200-75000-PA-022 ‘Procedimiento Administrativo para Asignar elIdentificador Institucional de Pozos’ incluyendo en el Glosario el concepto siguiente:2. Capitalización.- Será el momento en que un pozo esté en condiciones de entrar en operación, deacuerdo con las Normas de Información Financiera.3. Se tendrá un período de 30 días naturales después de la fecha oficial de terminación indicada enel oficio de terminación, para realizar el cambio de estatus de la Nota de Inventario (de AEC a AT)en el Sistema SAP R/3”.Además, con oficio núm. PEP-SAF-GCG-45-2010 del 11 de enero de 2010, la Gerencia de Control deGestión de PEP proporcionó oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SAF-007-2010 del 8 de enero de 2010, enel que el Subgerente de Activo Fijo de la Gerencia de Recursos Financieros informó lo siguiente:“Le informamos que inicialmente se había considerado modificar el procedimiento del IdentificadorInstitucional de Pozos, sin embargo una vez analizada la propuesta con el personal de la ASF, sedeterminó que el cambio se aplicaría en los procedimientos que se tienen implementados para laintegración de inversiones del Régimen Fiscal, en el apartado de definiciones, de la siguiente manera:Cambio de AEC a AT en el sistema SAP.- El cambio de clave de AEC (Obra en Construcción) a AT(Activo Terminado) en la nota de inventario del dato maestro del auxiliar del activo fijo en SAP, sedefinió que deberá tomarse como base para determinar la fecha en que está en condiciones de entraren operación o la fecha en que empieza a utilizarse un Activo Fijo para iniciar su depreciación (messiguiente) de acuerdo con el boletín C-6 de los Normas de Información Financiera, o bien, la fecha deentrada en operación para considerarlo en la base de deducciones de inversiones, de acuerdo con laLey Federal de Derechos”.557

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 10Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares laGerencia de Control de Gestión de PEP mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-25-2010 del 7 de enerode 2010, proporcionó oficio núm. UOPR-RC-003-1-2010 del 4 de enero de 2010 con el cual laResidencia de Contratos de la Unidad Operativa de Perforación Reynosa informó lo siguiente:“En atención al resultado preliminar derivado de la revisión de la cuenta pública 2008, por parte de laauditoría Superior de la Federación, en la auditoría No. 308 denominada ‘Inversiones en el Desarrollo yExplotación de Yacimientos de Petróleo Crudo Y Gas Natural’, en la revisión al contrato 424047827referente a ‘Trabajos de fracturamientos hidráulicos con sustentante con ácido y espuma en pozospetroleros en los activos de la Región Norte que incluye los trabajos de limpieza y medición de pozos’,se determinó en la cédula de resultados preliminares el No. 10, el cual se menciona a continuación:‘Del análisis de los precios unitarios establecidos en el convenio núm. 1, correspondientes a unamuestra de tres estimaciones, se determinó que en algunas partidas la Subgerencia de Servicios porContrato, División Norte no respetó los precios unitarios del concepto ‘Cuadrilla de fracturamientos’,correspondientes a la mano de obra ya que se aumentó el precio respecto del establecido en elcontrato, tal es el caso de las estimaciones 239 A y 264 A, que incluyeron la partida 2.2.14‘Sustentante cuarcítico de resistencia hasta 4,000 psi, malla 12/20, colocado en formación’, y laestimación 324 A incluyó las partidas 2.3.8 ‘Sustentante cuarcítico de resistencia hasta 4,000 psi, malla12/20, colocado en formación’ y 2.3.9 ‘Sustentante cuarcítico curable cubierto con resina conresistencia hasta 5,000 psi, malla 12/20, colocado en formación’.Se realizó un comparativo de los precios unitarios del concepto ‘Cuadrilla de fracturamientos’ de lamano de obra, establecidos en el contrato núm. 424047827 con los establecidos en el convenio núm.1, con los resultados siguientes:COMPARATIVO DE LOS PRECIOS UNITARIOSCONCEPTO CONTRATO CONVENIO NUM. 1 INCREMENTOSMecánico de equipo 819.92 825.075.15Operador de equipo 912.28 918.546.26Ayudante de operador de equipo 747.71 752.014.30Ingeniero especialista de fracturamientos 1,307.63 1318.5710.94Laboratorista 787.15 791.924.77558

Sector EnergíaLos incrementos en precios aplicados a las cantidades totales de productos establecidos en elconvenio, generan costos adicionales a PEP, en incumplimiento del artículo 58, fracción III, de la Leyde Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas.‘Para verificar el impacto de los incrementos en los precios unitarios aplicados a las cantidades de losconceptos ejecutados en las estimaciones 239 A, 264 A y 324 A, se observó que se generaron costosadicionales muy pequeños por 303.33 pesos, en incumplimiento del artículo 58, fracción III, de la Leyde Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas. Esta situación puede afectarconsiderablemente a otras estimaciones durante la ejecución de la obra’.Con respecto a este resultado preliminar, y en seguimiento al informe de atención del mismo de fecha10 de diciembre de 2009, le comunicamos que se revisaron las facturas no encontrándose en ellas lautilización de las partidas antes referidas para los trabajos en esta Unidad Operativa de PerforaciónReynosa, por lo tanto no se procederá a la recuperación de pagos en exceso”.559

560Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008

Sector EnergíaVII.1.7.4.10. Inversiones en Oleoductos, Gasoductos, Terminales, Transporte y Tanques deAlmacenamientoAuditoría:08-1-18T4L-02-0309Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar que las inversiones se realizaron, determinaron, pagaron, registraron y presentaron en laCuenta Pública, de acuerdo con las disposiciones legales y normativas aplicables, para ser deducidasde la base gravable del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos.AlcanceUniverso Seleccionado:3,424,837.6 miles de pesosMuestra Auditada:669,623.7 miles de pesosEn el ejercicio de 2008 Pemex Exploración y Producción reportó 16,338,348.8 miles de pesos deinversiones reconocidas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento, que forman parte de la base para las deducciones autorizadas al organismo para elpago anual del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, de los cuales se seleccionaron 3,424,837.6miles de pesos correspondientes a las inversiones de la Región Norte.Se revisaron 669,623.7 miles de pesos, el 19.6% de las inversiones de la Región Nortecorrespondientes a 12 activos fijos de los activos integrales de Burgos, Poza Rica-Altamira y AceiteTerciario del Golfo, por 53,084.3, 311,193.3 y 305,346.1 miles de pesos, respectivamente. Además, seanalizó el procedimiento de contratación y ejecución de cuatro contratos.561

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Áreas RevisadasLa Gerencia de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas, los activosintegrales de Burgos, Poza Rica-Altamira y Aceite Terciario del Golfo de la Región Norte, todasadscritas a Pemex Exploración y Producción.Procedimientos de Auditoría1. Verificar que Pemex Exploración y Producción (PEP) calculó correctamente las deducciones porinversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento paradeterminar el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), en cumplimiento de los artículos254, fracción III, de la Ley Federal de Derechos; 37, párrafos primero, séptimo y octavo, de la Leydel Impuesto sobre la Renta, y 17-A, párrafos tercero, quinto y octavo, del Código Fiscal de laFederación, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento deDisposiciones Legales", vigentes en el ejercicio fiscal de 2008.2. Comprobar que PEP calculó y presentó el monto de la deducción autorizada de las inversionesrealizadas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento, enlas declaraciones de pagos mensuales del DOSH, de conformidad con los artículos 254, párrafosprimero, fracción III, tercero y cuarto, y 255, fracción II, de la Ley Federal de Derechos; 37,párrafos primero, sexto, séptimo y octavo, de la Ley del Impuesto sobre la Renta, y 17-A, párrafostercero, quinto y octavo, del Código Fiscal de la Federación, así como del Postulado Básico deContabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales", vigentes en el ejerciciofiscal de 2008.3. Constatar que PEP consideró las deducciones permitidas por concepto de inversiones enoleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento de los activosintegrales Burgos, Poza Rica-Altamira y Aceite Terciario del Golfo para el cálculo del pago delDOSH, en cumplimiento de los artículos 242 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, y 254, fracción III, de la Ley Federal de Derechos, así como delPostulado Básico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".4. Verificar que PEP capitalizó las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales o tanques dealmacenamiento, en cumplimiento del Procedimiento Administrativo para Capitalizar BienesInmuebles Adquiridos por Construcción (edificios, instalaciones de producción, pozos, ductos yplataformas marinas), clave núm. 200-74000-PA-123, vigente en el ejercicio fiscal 2008.562

Sector Energía5. Comprobar que la entidad fiscalizada contó con el Catálogo de Cuentas, el Instructivo de Manejode Cuentas de Balance y de Resultados, y la Guía Contabilizadora para uso Institucional dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para registrar las operaciones vigentes en elejercicio 2008, en cumplimiento del artículo 86 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.6. Constatar que el registro contable de las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales,transporte o tanques de almacenamiento se realizó en cumplimiento de los artículos 241, párrafoprimero, 248 y 258 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria.7. Comprobar que las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento consideradas para la determinación de las deducciones presentadas en ladeclaración anual del DOSH correspondieron al ejercicio 2008; asimismo, verificar elprocedimiento para la contratación de los servicios, y la ejecución de los trabajos contratados, encumplimiento de los artículos 3, fracción II, 26, fracción I, 27, fracción I, 28 y 30, fracción II, incisoa, 31, 32, 33, 37, 38, 39, 47, párrafo primero, 53 y 59 de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas y 19, fracción II, 36, 37, 38, 39, 69, 84, fracción IX, 86, fracción II,letra f, y VIII, 102, fracción I, 135, 136, 137 y 138 de su reglamento, así como del ProcedimientoAdministrativo para Elaboración y Trámite de Generadores de Obra, clave núm. 18575-PA-OP-03y del Procedimiento Administrativo para Elaboración y Trámite de Estimaciones de Obra, clavenúm. 18575-PA-OP-04, autorizados por la Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de ObrasEstratégicas de PEP, vigentes en el ejercicio 2008.8. Verificar que el importe de las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte otanques de almacenamiento reportados por PEP en la base fiscal de la determinación del DOSHdel 2008, por 16,338,348.8 miles de pesos, se reportó en la Cuenta Pública de ese año, deconformidad con los artículos 267 y 268 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.563

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1 Observación Núm. 1Acción Promovida08-0-06E00-02-0309-05-001Promoción del Ejercicio de la Facultad de Comprobación FiscalLa Auditoría Superior de la Federación con fundamento en los artículos 13, fracción I; 15, fracción XV,y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación, recomiendaque el Servicio de Administración Tributaria instruya a quien corresponda para que se audite a PemexExploración y Producción, con domicilio fiscal en Av. Marina Nacional núm. 329, Col. Huasteca,Delegación Miguel Hidalgo, C.P. 11311, México, Distrito Federal, a fin de constatar el cumplimiento desus obligaciones fiscales, debido a que la Auditoría Superior de la Federación determinó una diferenciaacumulada de más por 58,883.1 miles de pesos de enero a octubre de 2008, al comparar el totalacumulado de 8,978,225.7 miles de pesos calculado por la Auditoría Superior de la Federación, con elpresentado por la entidad fiscalizada de 9,037,108.8 miles de pesos, originado por la interpretación enla aplicación de los factores de actualización utilizados para calcular la deducción de las inversionesrealizadas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento, para ladeterminación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, en cumplimiento de los artículos 254,párrafos primero, fracción III, tercero y cuarto, y 255, fracción II, de la Ley Federal de Derechos, asícomo 37, párrafos primero, séptimo y octavo, de la Ley del Impuesto sobre la Renta; y 17-A, párrafostercero, quinto y octavo, del Código Fiscal de la Federación, así como del Postulado Básico deContabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".El Servicio de Administración Tributaria informará a la Auditoría Superior de la Federación sobre losresultados de su gestión.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0309-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción(PEP), una vez que concluya los sistemas deproducción y de deducibles fiscales, determine el monto definitivo de las deducciones de inversiones564

Sector Energíarealizadas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento delejercicio 2008, para que presente las declaraciones complementarias definitivas del Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos, que incluyan las deducciones de noviembre y diciembre de 2008, debido a queno se incluyeron los montos de esos meses, ya que una parte debió utilizarse para el cálculo delDerecho Ordinario Sobre Hidrocarburos, y otra parte para la determinación del Derecho sobreExtracción de Hidrocarburos, Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en el Paleocanal deChicontepec y Derecho Especial sobre Hidrocarburos para Campos en Aguas Profundas, vigentes apartir del 14 de noviembre de 2008, ya que en los sistemas de PEP no se identificaban los costos,gastos e inversiones por campo, en cumplimiento de los artículos 254, párrafos primero, fracción III,tercero y cuarto, y 255, fracción II, de la Ley Federal de Derechos, así como 37, párrafos primero,séptimo y octavo, de la Ley del Impuesto sobre la Renta; y 17-A, párrafos tercero, quinto y octavo, delCódigo Fiscal de la Federación, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental"Cumplimiento de Disposiciones Legales".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 2 Observación Núm. 1A fin de constatar que Pemex Exploración y Producción (PEP) consideró las deducciones permitidaspor concepto de inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento de los activos integrales Burgos, Poza Rica-Altamira y Aceite Terciario del Golfo parael cálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), de conformidad con el artículo 254,párrafo cuarto, de la Ley Federal de Derechos vigente en el ejercicio 2008, el cual establece que elMonto Original de las Inversiones (MOI) comprenderá el precio de las mismas y los impuestos alcomercio exterior efectivamente pagados con motivo de tales inversiones, se revisó la base de datosde las inversiones efectuadas en el ejercicio de 2008, registradas en el Sistema Aplicaciones yProductos en el Procesamiento de Datos (SAP/R3) por 16,338,348.8 miles de pesos, distribuidos enlas regiones siguientes:565

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008INVERSIONES EN OLEODUCTOS, GASODUCTOS, TERMINALES, TRANSPORTE O TANQUESDE ALMACENAMIENTO, 2008(Miles de pesos)RegiónImporteNorte 3,424,837.6Marina Noreste 6,410,335.6Marina Suroeste 4,295,327.3Sur 2,207,848.3Total 16,338,348.8FUENTE: Base de datos de las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento, 2008.Para revisión se seleccionó una muestra de 669,623.7 miles de pesos, el 19.6% de los 3,424,837.6miles de pesos de inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento reportados en la Región Norte, conformada por los activos integrales siguientes:INVERSIONES EN OLEODUCTOS, GASODUCTOS, TERMINALES, TRANSPORTE O TANQUESDE ALMACENAMIENTO, ACTIVOS INTEGRALES DE LA REGIÓN NORTE, 2008(Miles de pesos)Activo IntegralImporteBurgos 53,084.3Poza Rica-Altamira311,193.3Aceite Terciario del Golfo305,346.1Total 669,623.7FUENTE: Base de datos de las inversiones reconocidas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporteo tanques de almacenamiento de la Región Norte de PEP del ejercicio 2008.a) Activo integral Burgos.Para verificar la integración del monto original de las inversiones, se revisaron las cédulas de costos,documento de control donde se reconoce el valor del activo fijo cuya información proviene del SAP/R3,las estimaciones, las facturas y el registro contable de tres activos fijos del Activo Integral Burgos por53,084.3 miles de pesos, correspondientes a gasoductos, como se muestra a continuación:566

Sector EnergíaACTIVOS FIJOS REVISADOS DEL ACTIVO INTEGRAL BURGOS DE LA REGIÓN NORTE, 2008Ref.Número deactivo fijoDescripción del Activo Valor Activo ¹Importe en milesDólaresPesos1 10600007534 Gasoducto 8"Ø X 8 Km de General-1 a Entron. 1,603.7 17,486.3Jaujal2 10600007993 Gasoducto 6"X11.85 Km Est. Duna 2 - Est. 1,997.1 21,780.7Mareógrafo 13 10600008594 Gasoducto de 6"Ø X 8.0 Km Est. Gen 1 A Ent 1,267.3 13,817.3JaujalTotal 4,868.1 53,084.3FUENTE: Base de datos de las inversiones reconocidas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte otanques de almacenamiento del ejercicio 2008.¹ El activo fue pagado con recursos de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo conclave MT01 fideicomiso “Pemex Project Funding Master Trust”.En el análisis de la información proporcionada por el Departamento de Recursos Financieros del ActivoIntegral Burgos y de la consulta al SAP/R3, se observó una diferencia registrada de menos por 17.4miles de pesos en el SAP/R3 generada de la comparación del importe determinado por la AuditoríaSuperior de la Federación de los tres activos por 2,193.6 miles de pesos contra 2,211.0 miles de pesosde los registros contables por las operaciones del contrato núm. 424507804 con el proveedorConstrucción y Servicios Integrales Sigma, S.A. de C.V., que corresponden al ejercicio 2008, integradapor 14.8, 1.4 y 1.2 miles de pesos en los activos núms. 10600007534, 10600007993 y 10600008594,respectivamente, por variación en la aplicación del tipo de cambio entre la fecha de registro contabledel gasto y la fecha de liquidación del activo, la liquidación consistió en trasladar los costos incurridosen la construcción de una obra de un elemento PEP al activo núm. 1411 “Cuentas por Cobrar a LargoPlazo”, subcuenta núm. 0003 “Valor Histórico Ductos”, del fideicomiso PEMEX Project Funding MasterTrust (Sociedad MT01). La entidad aclaró que las variaciones cambiarias se incluyeron en la cuenta devariación cambiaria núm. 6306.En la cédula de costos del activo núm. 10600007534 del contrato núm. 424507804 y en el anexo de laCertificación de Bienes y Servicios de la Aceptación de Bienes y Servicios núm. 1000650194 del 27 demarzo de 2008, se observó que en el elemento PEP (elemento del plan de estructura de costos de laserogaciones relacionadas con la construcción de un activo fijo con el cual se lleva a cabo el control delejercicio del presupuesto-EPEP) núm. P/150-D45-L454D61-7-1L-C se registraron 283.1 miles depesos, que contablemente se reflejaron con el documento núm. 5021209228 del 27 de marzo de 2008,ya que corresponde al activo fijo núm. 10600007993 del EPEP P/150-D8P-L45FC-9-03-003, enincumplimiento del artículo 242 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria.567

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En cuanto a la cédula de costos del activo fijo núm. 10600007534, y al anexo de Certificación deBienes y Servicios de la Codificación de Pagos y Descuentos (COPADE) núm. 1000752815 del 22 dejulio de 2008, correspondiente a la estimación núm. 30 del 10 de junio de 2008, se presentaron 218.0miles de pesos en vez de los 118.9 miles de pesos registrados en la póliza núm. 5021297982 del 21de julio de 2008, es decir 99.1 miles de pesos de más, en incumplimiento del artículo 242 delReglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares el 8 deenero de 2010, PEP informó que, mediante el oficio núm. AIB-CIC-DAC-0037-13-2010 del 6 de enerode 2010, el Departamento de Control de Obras de la Coordinación de Ingeniería y Construcción, S.B.,solicitó a la Coordinación de Administración y Finanzas, A.I.B, realizar el traspaso de los activos fijosnúms. 10600007534 y 10600008594 por 501.1 (incluye los 283.1 miles de pesos) y 118.9 miles depesos a los activos fijos núms. 10600007993, 10600008594 y 10600007534 por 283.1, 218.0 y 118.9miles de pesos, respectivamente, en cumplimiento del artículo 242 del Reglamento de la Ley Federalde Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Asimismo, en el anexo de Certificación de Bienes y Servicios de la COPADE núm. 1000847390 del 29de octubre de 2008, de la estimación núm. 34 del 10 de septiembre de 2008 del activo fijo núm.10600007534, se presentaron 1,481.4 miles de pesos que no coinciden con los registros contables enlos EPEP del SAP/R3, lo que generó diferencias compensadas por 4.1 miles de pesos en dichoselementos de los activos registrados en el documento núm. 5021384521 del 29 de octubre de 2008,que no tuvieron repercusión en el cálculo del DOSH, en incumplimiento del artículo 242 delReglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como del PostuladoBásico de Contabilidad Gubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 8 deenero de 2010, PEP informó lo siguiente:“… de acuerdo a la revisión efectuada conjuntamente con el personal de la Coordinación deAdministración y Finanzas respecto a los registros contables de los elementos PEP en el sistema SAPR/3, no se encontró diferencia compensada por 4.1 miles de pesos. De acuerdo a lo anterior sedocumenta evidencia de la correspondencia de registros en el sistema SAP R/3 contra el anexo delCOPADE (Codificación de Pagos y Descuentos), para lo cual se adjuntan el anexo COPADE de laestimación 34-Parcial y Pantallas SAP R/3 de las transacciones CJ74, CJ03 Y AS03.” (sic)Cabe señalar que lo expuesto no aclara la observación, ya que el anexo del COPADE proporcionadodurante el desarrollo de los trabajos de la revisión realizada, no corresponde con el entregado en estaaclaración.568

Sector EnergíaTambién, se observó que en las cédulas de costos de los activos fijos núms. 10600007993 y10600008594, se dejaron de reconocer 860.3 miles de pesos, integrados por 708.4 miles de pesos quese cargaron indebidamente al EPEP P/150-D45-L454D61-7-1L-C, del activo fijo núm. 10600007993,pero correspondían al EPEP P/150-D45-L45FC-9-01-002, y 151.9 miles de pesos del activo fijo10600008594 pertenecientes al EPEP P/150-D8P-L45FC-9-02-001, lo que ocasionó que el importededucible por inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento, para el cálculo del DOSH del ejercicio 2008 fuera incorrecto, en incumplimiento delos artículos 242 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y254, fracción lll, de la Ley Federal de Derechos, así como del Postulado Básico de ContabilidadGubernamental "Cumplimiento de Disposiciones Legales".La entidad fiscalizada informó “que como resultado de la reconfiguración del SAP/R3 se realizó cambiode estructura de los EPEP, tal y como se muestra en la pantalla extraída del SAP/R3 en donde sepuede observar que ambos EPEP corresponden a la misma obra”. Además proporcionó la pantalla deSAP donde consta que el EPEP está con liga al activo fijo 10600007993.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, el 8 deenero de 2010 PEP informó lo siguiente:“A efecto de estar en condiciones de cotejar y confrontar la información en el sistema SAP/R3 resultanecesario que la Auditoría Superior de la Federación proporcione la integración y desglose de losvalores que comprenden los 708.4 miles de pesos y los 151.9 miles de pesos.”Al respecto, se hizo del conocimiento de la entidad fiscalizada la información solicitada.Lo informado por PEP no aclara lo observado, debido a que omitió informar sobre el reconocimiento delos 708.4 y 151.9 miles de pesos en las cédulas de costos de los activo fijos núms. 10600007993 y10600008594 que se dejaron de reportar en la base de datos de las inversiones.b) Activo Integral Poza Rica-Altamira.Se revisaron las cédulas de costos, estimaciones y facturas proporcionadas por la Subgerencia deRecursos Financieros, así como el registro contable en el SAP/R3 de cinco activos fijos por 311,193.3miles de pesos, correspondientes a oleoductos, como se muestra a continuación:569

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008ACTIVOS FIJOS REVISADOS DEL ACTIVO INTEGRAL POZA RICA-ALTAMIRA, DE LA REGIÓNNORTE, 2008.(Importe en miles)Ref. Activo Fijo Valor del ActivoNúmero Descripción Dólares Pesos1 10600003066 Oleoducto 12"X32.3 Km. Punta de Piedra-Punto I ¹ 2,556.0 29,351.92 10600005481 Oleoducto 12"X31 Km. Ezequiel Ordóñez- C.A.B ¹ 8,637.3 107,432.83 10600008833 Oleoducto 12"X34.4 Km. Bat. Potrero del Llano-Planta 7,939.8 85,839.2¹4 10600009594 Oleoducto Temapache-Potrero Naranjos 10"X12.5 Km. 2,399.9 31,631.8¹5 600009430 Oleoducto 10"X22.5 Km. Batería 1 Tamaulipas- 5,185.6 56,937.6Refinería F ²Total 26,718.6 311,193.3FUENTE: Base de datos de las inversiones reconocidas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporteo tanques de almacenamiento del ejercicio 2008.¹ El activo fue pagado con recursos de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazocon clave MT01 Fideicomiso “Pemex Project Funding Master Trust”.² El activo fue pagado con recursos Presupuestales de PEP.Se observó una diferencia registrada de más en el SAP/R3 por 438.6 miles de pesos originada de lacomparación del importe determinado por la Auditoría Superior de la Federación de los cinco activospor 78,199.4 miles de pesos contra 77,760.8 miles de pesos, registrados contablemente, enoperaciones de los contratos núms. 424107862 y 424107861 con los proveedores Fabricación yReparación Electromecánica, S.A. de C.V., y Construcción y Servicios Integrales Sigma, S.A. de C.V.,registradas del ejercicio 2008, integrada por 406.9, -5.6, -124.4 y 161.6 miles de pesos, en el valor delos activos núms. 10600003066, 10600005481, 10600008833 y 10600009594, respectivamente, porvariación en la aplicación del tipo de cambio entre la fecha de registro contable del gasto y la fecha deliquidación del activo, para trasladar los costos incurridos en la construcción de una obra de unelemento PEP, al activo núm. 1411 “Cuentas por Cobrar a Largo Plazo”, subcuenta núm. 0003 “ValorHistórico Ductos”, de la sociedad MT01. La entidad aclaró que las variaciones cambiarias se incluyeronen la cuenta de variación cambiaria núm. 6306.c) Activo Integral Aceite Terciario del Golfo.Se revisaron las cédulas de costos, estimaciones, facturas proporcionadas por la Residencia de ObraChicontepec II, así como el registro contable de cuatro activos fijos por un monto de 305,346.1 milesde pesos, correspondientes a dos oleoductos, un gasoducto y una red de bombeo neumático como sedescribe a continuación:570

Sector EnergíaACTIVOS FIJOS REVISADOS DEL ACTIVO INTEGRAL ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO,DE LA REGIÓN NORTE, 2008(Importe en miles)ClavesociedadNúmero deactivo fijoDescripción del Activo Valor Activo ¹DólaresPesosMT01 10600005163 Red Bombeo Neumático Circuito Tajín-Coapechaca 20,756.4 226,488.1MT01 10600007535 Oleoducto 12"X17.4 Km. Soledad Norte-Potrero del Llano 3,072.1 33,923.2MT01 10600008200 Gasoducto 16"X2.5 Km. Bat. Coape. I-Est. Comp. Tajín ll 1,877.2 21,236.7MT01 10600008201 Oleoducto 10"X2.5 Km. Bat. Coape. I - C.A.B Tajín I 1,956.1 23,698.1Total27,661.8 305,346.1FUENTE: Base de datos de las inversiones reconocidas en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte otanques de almacenamiento del ejercicio 2008.¹ El activo fue pagado con recursos de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo conclave MT01 Fideicomiso “Pemex Project Funding Master Trust”.Se observó una diferencia registrada de más en el SAP/R3 en el valor del activo fijo núm.10600007535 por 242.0 miles de pesos, originada de la comparación del importe determinado por laAuditoría Superior de la Federación por 23,146.8 miles de pesos contra 22,904.8 miles de pesosregistrados contablemente en el ejercicio de 2008, en las operaciones del contrato núm. 424107862con el proveedor Fabricación y Reparación Electromecánica, S.A. de C.V., originada por la variaciónen la aplicación del tipo de cambio entre la fecha de registro contable del gasto y la fecha deliquidación del activo, para trasladar los costos incurridos en la construcción de una obra de unelemento PEP al activo núm. 1411 “Cuentas por Cobrar a Largo Plazo”, subcuenta núm. 0003 “ValorHistórico Ductos” de la empresa MT01. La entidad aclaró que las variaciones cambiarias se incluyeronen la cuenta de variación cambiaria núm. 6306.Conforme a lo expuesto, PEP registró el valor de los activos fijos, de los activos integrales Burgos,Poza Rica-Altamira y Aceite Terciario del Golfo, en cumplimiento de los artículos 254, párrafo cuarto,de la Ley Federal de Derechos; y 242 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental"Cumplimiento de Disposiciones Legales".En las cédulas de costos se observó que en los activos fijos núms. 10600005163, 10600008200 y10600008201 se realizaron cargos por 2,428.7 miles de pesos en cada uno, correspondientes a ajustede costos por la variación en los factores de ajuste de los diferentes insumos que intervienen en elcontrato por el periodo de agosto de 2007 a septiembre de 2008 (según señala el oficio de resoluciónnúm. 203-21600-ROCH-II-1622/2008 del 28 de noviembre de 2008 de la Unidad de Perforación y571

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Mantenimiento de Pozos de PEP), de la factura núm. PMX 16214 del 1 de diciembre de 2008, por24,287.0 miles de pesos del contrato núm. 424047833 del proveedor Dowell Schlumberger de México,S.A. de C.V. El registro contable se realizó con la póliza núm. 5021477756 del 28 de febrero de 2008.Estos activos no presentaron más cargos por obras realizadas de este contrato.Asimismo, se comprobó que en los activos terminados núms. 10600007594 y 10600009366 tambiénse realizaron cargos por 2,428.7 miles de pesos en cada uno, además se realizaron cargos en cincoactivos fijos que estaban en construcción, los núms. 10600005948, 10600009373, 10600009376,10600009537 y 10600009378 por un total de 12,143.5 miles de pesos, que suman el monto de lafactura núm. PMX 16214, sin Impuesto al Valor Agregado.El 7 de septiembre de 2009, PEP reclasificó los montos por 834.0, 2,428.7 y 2,428.7 miles de pesos delos activos fijos núms. 10600009366, 10600008201 y 10600005163, respectivamente, a los activosfijos en construcción núms. 600016388 y 600016522 por 1,577.4 y 4,114.0 miles de pesos,respectivamente, con lo cual el monto original de la inversión y la base de las inversiones enoleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento del Activo Integral AceiteTerciario del Golfo disminuyó en 5,691.4 miles de pesos, y las deducciones en 284.6 miles de pesos,respectivamente, lo que ocasionó que el importe de la deducción por inversiones en oleoductos,gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento, para el cálculo del DerechoOrdinario sobre Hidrocarburos del ejercicio 2008 fuera incorrecto, en incumplimiento de los artículos242 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y 254, fracciónlll, de la Ley Federal de Derechos, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental“Cumplimiento de Disposiciones Legales”.La Subgerencia Fiscal de la Gerencia de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración yFinanzas de PEP informó que los bienes efectivamente se encontraban en construcción, por lo cualrealizó las modificaciones correspondientes en la base fiscal y el resultado se verá reflejado cuando serealice la declaración complementaria al término de la auditoría. Refirió que esta declaracióncomplementaria, si es correcta, se realizará cuando se tengan la totalidad de observacionescorrespondientes.Al revisar el soporte documental del ajuste de costos por 24,287.0 miles de pesos de los 10 activosfijos del contrato núm. 424047833, se observó que la entidad fiscalizada autorizó al contratista laelaboración del documento “Resumen” por los trabajos ejecutados, en lugar de solicitar que seelaborara la estimación establecida conforme al anexo 4 del Procedimiento Administrativo paraelaboración y Trámite de estimaciones de contratos con clave núm. 18757-PA-OP-04, vigente en 2008y autorizado por la Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas de PEP, enincumplimiento del anexo mencionado y del numeral 6A del Procedimiento Administrativo para Ajuste572

Sector Energíade Costos, con clave núm. 18575-PA-OP-10, el cual establece que el contratista recibe copia del oficiode resolución correspondiente al ajuste de costos y procede a elaborar la estimación.Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares el 7 deenero de 2010, PEP informó lo siguiente:“En relación con el resultado que se contesta, nos permitimos señalar que las estimaciones sonelaboradas o derivadas de trabajos realizados o ejecutados al amparo de un contrato, situación queustedes pudieron constatar en la documentación que previamente les fue enviada para la atención deeste resultado, sin embargo atendiendo su solicitud le informamos que los ajustes de costos se derivande una solicitud realizada por los contratista como resultado del incremento o decrementos en losíndices nacionales de precios al consumidor que determina el Banco de México (INPC), la cual esrevisada y de proceder se emite un oficio de resolución el cual incluye un factor de ajuste y es aplicadoa todas estimaciones (sic) que entran dentro del periodo a que abarca el oficio de resolución, situaciónpor la que en ningún caso una factura por ajuste de costos incluirá una estimación, en virtud de que elpago que se hará no corresponde a un trabajo realizado y que a las estimaciones que aplique, en suoportunidad como requisito de pago fue presentada acompañando a la factura la estimacióncorrespondiente, tal y como lo marca el procedimiento de ventanilla única.“Asimismo se informa que el documento denominado Resumen en ningún momento hace las veces deestimación, simplemente es el resumen de todas las estimaciones consideradas en el oficio deresolución en turno.“Este pago no se puede considerar con número de estimación, ya que el importe a pagar NO afecta elmonto original del contrato, para estos casos son creadas unas líneas específicas en SAP, para cadaoficio de resolución.“Por lo que ponerle número de estimación a un pago de ajuste de costos, NO APLICA, sonidentificados estos pagos por el número de oficio de resolución y en su caso verificar la línea de SAP,con lo anterior consideramos dar por aclarada la observación por esa instancia fiscalizadora,sometiendo la misma a su análisis y valoración.”Lo comentado por PEP no aclara lo observado, debido a que el contratista no elaboró la estimacióncorrespondiente de acuerdo con el numeral 6A del Procedimiento Administrativo para Ajuste deCostos, con clave núm. 18575-PA-OP-10.573

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Acción Promovida08-1-18T4L-02-0309-01-002RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción II, 15,fracción XV y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción registre correctamente el monto original de lainversión de los activos fijos núms. 10600008594 y 10600007993 del Activo Integral Burgos, a fin deque el organismo cuente con cifras confiables para determinar las deducciones por concepto deinversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento, en elcálculo de la base del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, ya que se dejaron de reconocer 860.3miles de pesos en las cédulas de costos y se observó que de la estimación núm. 34 del 10 deseptiembre de 2008 se generó una diferencia compensada en los registros por 4.1 miles de pesos enel valor de los activos registrados en el documento núm. 5021384521 del 29 de octubre de 2008, encumplimiento de los artículos 33 de la Ley General de Contabilidad Gubernamental, y 254, fracción lll,de la Ley Federal de Derechos, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental"Cumplimiento de Disposiciones Legales".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0309-01-003RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción, en lo sucesivo, elabore las estimaciones de losajustes de costos por los trabajos por obras realizadas, debido a que se observó en el ajuste de costospor 24,287.0 miles de pesos que se autorizó al contratista la elaboración del documento "Resumen"por los trabajos ejecutados, de acuerdo con el oficio de resolución núm. 203-21600-ROCH-II-1622/2008 del 28 de noviembre de 2008 de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos dePemex Exploración y Producción, en lugar de solicitar que se elaborara la estimación establecida574

Sector Energíaconforme al anexo 4 del Procedimiento Administrativo para elaboración y Trámite de estimaciones decontratos con clave núm. 18757-PA-OP-04, vigente en 2008 y autorizado por la Subdirección deIngeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas de PEP, en cumplimiento del anexo mencionado y delnumeral 6A del Procedimiento Administrativo para Ajuste de Costos, con clave núm. 18575-PA-OP-10,el cual establece que el contratista recibe copia del oficio de resolución correspondiente al ajuste decostos y procede a elaborar la estimación.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0309-01-004RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca mecanismos de control para que elMonto Original de la Inversión de los activos fijos terminados se registre correctamente, debido a quese observó que en la base de datos de las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales,transporte o tanques de almacenamiento del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, proporcionadapor Pemex Exploración y Producción, se consideró 5,691.4 miles de pesos de más, y en consecuenciadeducciones de más por 284.6 miles de pesos, lo que ocasionó que el importe de la deducción porinversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento, para elcálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos del ejercicio 2008, fuera incorrecto, encumplimiento de los artículos 33 de la Ley General de Contabilidad Gubernamental, y 254, fracción lll,de la Ley Federal de Derechos, así como del Postulado Básico de Contabilidad Gubernamental"Cumplimiento de Disposiciones Legales".Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.575

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 3Sin ObservacionesA fin de comprobar que Pemex Exploración y Producción (PEP) capitalizó las inversiones enoleoductos, gasoductos, terminales o tanques de almacenamiento de acuerdo con el “ProcedimientoAdministrativo para Capitalizar Bienes Inmuebles Adquiridos por Construcción. (Edificios, instalacionesde producción, pozos, ductos y plataformas marinas)”, clave núm. 200-74000-PA-123, autorizado porla Subgerencia de Recursos Financieros de PEP, en febrero de 2007 y vigente en el ejercicio fiscal de2008, y que la entrega recepción de los bienes inmuebles se ajustó al Procedimiento Administrativopara la Entrega Recepción de Bienes Inmuebles Adquiridos por Construcción con clave núm. 200-75000-PA-05, autorizado por la Subgerencia de Administración Patrimonial y de Servicios de PEP, enjunio de 2008 y vigente en el mismo ejercicio, se verificaron los expedientes de seis activos fijosproporcionados por el Activo Integral Poza Rica-Altamira (incluyen uno del Activo Integral AceiteTerciario del Golfo) y tres del Activo Integral Burgos de la muestra seleccionada.Se revisó que los expedientes incluyeran los documentos y datos siguientes: el oficio con el cual elusuario constructor o supervisor notifica al usuario final que los activos están en condiciones de entraren operación, oficio o correo electrónico con el que el área de finanzas o activos integrales notifica alusuario final y al responsable de administración patrimonial sobre la capitalización de la obra, el actade entrega-recepción firmada, la memoria descriptiva y los planos.Con el Activo Integral Poza Rica-Altamira, se constató que de los seis expedientes, en cinco la fechade la capitalización no corresponde al ejercicio de 2008, no contienen el oficio con el cual el usuarioconstructor o supervisor notifica al usuario final, que los activos están en condiciones de entrar enoperación, ni el oficio o correo electrónico con el que el área de finanzas o activos integrales notifica alusuario final y al responsable de administración patrimonial sobre la capitalización de la obra, alrespecto, PEP aclaró que esas obras no se capitalizaron en el ejercicio 2008, sino en 1968, 1979,1981, 1986 y 2002, y que en esos años no estaba vigente el procedimiento clave núm. 200-74000-PA-123 y de un caso sí se cuenta con la documentación que acredita la terminación y la solicitud decapitalización del oleoducto, el cual se capitalizó en el Sistema Aplicaciones y Productos en elProcesamiento de Datos (SAP/R3) el 31 de julio de 2008; un expediente carece del acta de entregarecepciónde los trabajos terminados en el ejercicio auditado, debido a que el contrato se encuentra enejecución y por tal motivo no se ha elaborado el acta, en cumplimiento del numeral 8 del“Procedimiento Administrativo para Capitalizar Bienes Inmuebles Adquiridos por Construcción.(Edificios, Instalaciones de Producción, Pozos, Ductos y Plataformas Marinas)”, clave núm. 200-74000-PA-123, y de los numerales 9 y 14 del Procedimiento Administrativo para la Entrega Recepción deBienes Inmuebles Adquiridos por Construcción, clave núm. 200-75000-PA-005.576

Sector EnergíaCon la revisión de los tres expedientes del Activo Integral Burgos, se comprobó que incluyen el oficiocon el cual el usuario constructor o supervisor notificó al usuario final, que los activos están encondiciones de entrar en operación, PEP proporcionó correo electrónico del 30 de mayo de 2008 conel que el área de finanzas o activos integrales notifica al usuario final y al responsable deadministración patrimonial sobre la capitalización de la obra, en cumplimiento del numeral 8 del“Procedimiento Administrativo para Capitalizar Bienes Inmuebles Adquiridos por Construcción.(Edificios, Instalaciones de Producción, Pozos, Ductos y Plataformas Marinas)”, clave núm. 200-74000-PA-123.La entidad fiscalizada proporcionó el oficio núm. AIB-CIC-DAC-2608-2041-2009 del 8 de diciembre de2009 de la Coordinación de Ingeniería y Construcción, S.B., mediante el cual exhortan a losResidentes y Supervisores de Obra de la Coordinación, para que de acuerdo con el ProcedimientoAdministrativo para la Entrega Recepción de Bienes Inmuebles Adquiridos por Construcción, clavenúm. 200-75000-PA-005 emitan el oficio para notificar al usuario final que los activos están encondiciones de entrar en operación.Además, señaló que el citado procedimiento, en el Ámbito de Aplicaciones y Responsabilidades delUsuario, señala los documentos que deberá solicitar el área constructora para integrar el expedientelos cuales son Acta de Entrega-Recepción, memoria descriptiva, planos, inventario de los bienescapitalizables que incluya el inmueble y reporte de alta en SAP/R3.Resultado Núm. 4 Observación Núm. 1Para constatar que el registro contable que realizó Pemex Exploración y Producción (PEP) en elejercicio 2008 de las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento, reportadas como deducciones en la base fiscal para determinar el Derecho Ordinariosobre Hidrocarburos (DOSH), cumplió con la normativa, se solicitó la documentación soporte de dichoregistro y las cuentas contables que utilizó para registrar estas operaciones en el ejercicio auditado.PEP proporcionó el Catálogo de Cuentas, el Instructivo de Manejo de Cuentas de Balance y deResultados, y la Guía Contabilizadora para uso Institucional de Petróleos Mexicanos y OrganismosSubsidiarios vigentes en el ejercicio 2008 y el oficio núm. 309-A-ll-a-015 del 27 de enero de 2005,mediante el cual la Unidad de Contabilidad Gubernamental e Informes sobre la Gestión Pública de laSecretaría de Hacienda y Crédito Público los autorizó.577

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-730-2009 del 3 de agosto de 2009, PEP informó que “para lacaptura en Sistema Aplicaciones y Productos en el Procesamiento de Datos (SAP/R3) existen guíasoperativas denominadas matrices contables-presupuestales y procedimientos administrativos quenorman el registro contable de manera general, y no son específicos para la determinación del DOSH.Además, la información que reporta en el sistema SAP/R3 está conformada por registros financierosde carácter global que puede ser utilizada para diferentes fines, uno de los cuales es la determinacióndel DOSH".Con base en lo informado, se solicitaron a la entidad fiscalizada las guías operativas, en respuesta,informó con el oficio núm. PEP-SAF-GCG-872-2008 del 4 de septiembre de 2009, que “losmecanismos de control para el registro de las operaciones financieras realizadas por el organismo sesustentan en el Catálogo de Cuentas Contables, Guía Contabilizadora y el Presupuesto, las cuales serealizan en el sistema SAP/R3. Para la captura en SAP/R3 existen guías operativas denominadasmatrices contables-presupuestales y procedimientos administrativos que norman el registro contablede manera general, por lo cual no existen matrices específicas para normar el registro de susinversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento en elejercicio 2008”.Para acreditar el registro contable de la muestra seleccionada de 669,623.7 miles de pesos, la entidadfiscalizada proporcionó un archivo electrónico que presenta el traslado de la cuenta núm. 1411“Cuentas por Cobrar a Largo Plazo” de la sociedad MT01 a la cuenta núm. 1517 “Activo RealPIDIREGAS” y de ésta a la cuenta núm. 1506 “Ductos”, ambas de PEP, la cual quedó registrada en lacuenta de orden núm. 72332003 “COMP. PIDI DUCTOS TERM”, por un monto de 9,504,291.5 milesde pesos al 31 de diciembre de 2008.La entidad fiscalizada informó que el traslado de bienes de la sociedad MT01 a PEP, es con undocumento intersociedades en el cual se registra la baja del bien en la sociedad MT01 abonando lacuenta 14110003 (VALOR HISTORICO DE DUCTOS) y cargo en la cuenta 11051701 (REG. VIRT.INTER), por otro lado, en la Sociedad PEP se da de alta el mismo con cargo en la cuenta 15170003(DUCTOS) y abono en la 22051520 (DOC.P.PID.PVO.LEGAL) y se traslada el valor total del bien a lasociedad PEP. Posteriormente, se realiza el traslado del bien de PEP1517 (10600003066) a PEP(600002067) Tradicional, el registro anterior está realizado con base en lo establecido en la NIF-09Ben donde es posible identificar el registro completo de las operaciones, en cumplimiento del artículo 86de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Finalmente, se revisaron las Guías Contabilizadoras de 2004, 2005 y 2008 elaboradas por la Gerenciade Contabilidad de la Dirección Corporativa de Petróleos Mexicanos, en los apartados vigentesdurante el ejercicio 2008. Se constató que la guía de 2004 presentó 31 conceptos de operaciones concargo en la cuenta núm. 1506, y la Guía Contabilizadora de 2005 presentó cuatro operaciones578

Sector Energíaadicionales de cargo a esa cuenta. Se constató que en el Instructivo de Manejo de Cuentas deBalance y de Resultados no precisa esas operaciones, en incumplimiento de los artículos 8, fracción l,y 243 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares, el 11 dediciembre de 2009, la Superintendencia de Consolidación de PEP informó lo siguiente:“Como bien indica la ASF, la función de modificar el Instructivo de Manejo de Cuentas de Balance y deResultados y la Guía Contabilizadora corresponde a la Gerencia de Contabilidad de PetróleosMexicanos, por lo que nos comunicamos con la Subgerencia de Normatividad, dependiente de esaGerencia, para comentar esta observación y nos indicaron que está en trámite la autorización delcatálogo cuentas de la Institución, que incluye la actualización del Instructivo de Manejo de Cuentas deBalance y de Resultados y la Guía Contabilizadora correspondiente, el cual ya considera lacorrespondencia entre estos dos documentos.En cuanto recibamos la documentación autorizada, la haremos del conocimiento de la ASF.”Acción Promovida08-1-18T4L-02-0309-01-005RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción actualice el Instructivo de Manejo de Cuentas deBalance y de Resultados, cuenta núm. 1506 "Ductos", debido a que no precisa 31 conceptos deoperaciones de cargo a esa cuenta, referidas en la Guía Contabilizadora de 2004 y 4 conceptos deoperaciones de cargo presentadas en la Guía Contabilizadora de 2005, en cumplimiento de losartículos 8, fracción l, y 33 de la Ley General de Contabilidad Gubernamental.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.579

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 5Sin ObservacionesA fin de comprobar el registro contable del fideicomiso Pemex Projet Funding Master Trust (SociedadMT01) de las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte y tanques dealmacenamiento, se revisaron los registros correspondientes a 34 facturas por 110,162.7 miles depesos, del monto de la obra ejecutada, y las pantallas SAP/R3 de los estimaciones y de la Codificaciónde Pagos y Descuentos (COPADE), documentos soporte del registro de la provisión de la factura y supago.El registro contable de la provisión de la factura se carga en la cuenta 2401 “Materiales recibidos aprecio estimado”, y se abona en la cuenta núm. 2118 “Contratistas”, subcuentas núms. 306334,303123, y 307186 “Construcciones y Arrendamientos Industriales, S.A. de C.V.”, “Fabricación yReparación Electromecánica, S.A. de C.V.” y Construcción y Servicios Integrales Sigma, S.A. de C.V.,respectivamente. En el momento del pago, éste se cargó en las subcuentas citadas y se abonó en lanúm. 11021602 denominada “Bancomer MT Salidas”. Además, se cotejaron los importes de lasfacturas con los de las transferencias en los estados de cuenta de BBVA Bancomer (testigos de pago),y se determinó que son iguales, en cumplimiento del artículo 89 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria.Las inversiones se registraron en el sistema SAP/R3 de acuerdo con los Postulados Básicos deContabilidad Gubernamental “Cuantificación en Términos Monetarios”, el cual señala que losderechos, obligaciones y, en general, las transacciones o transferencias patrimoniales que realice elente, serán registrados en moneda nacional, y “Costo histórico”, que menciona que los derechos yobligaciones, así como las transformaciones patrimoniales se deben registrar reconociendo el importeinicial conforme a la documentación comprobatoria y justificativa que los respalde.Asimismo, se constató que el registro contable se realizó de conformidad con el Catálogo de Cuentaselaborado por la Dirección Corporativa de Finanzas de Petróleos Mexicanos, autorizado por la Unidadde Contabilidad Gubernamental e Informes sobre la Gestión Pública de la Secretaría de Hacienda yCrédito Público, el 27 de enero de 2005, vigente en 2008, en cumplimiento de los artículos 241, párrafoprimero, 248 y 258 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Resultado Núm. 6Sin ObservacionesA fin de verificar el procedimiento de contratación y la ejecución de los trabajos que originaron lasinversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento580

Sector Energíaconsideradas en las deducciones presentadas en la declaración anual del Derecho Ordinario sobreHidrocarburos (DOSH), se seleccionó una muestra de cuatro contratos por 15,804,125.0 miles depesos, como sigue:Núm. deProveedorcontrato1/424107861 Construcción y ServiciosIntegrales Sigma, S.A. deC.V.424107862 Fabricación y ReparaciónElectromecánica, S.A. deC.V.424507804 Construcciones yArrendamientosIndustriales, S.A. de C.V.424047833 Dowell Schlumberger deMéxico, S.A. de C.V./ ICAFlour Daniel, S. de R.L.de C.V./Ofs Servicios,S.A. de C.V./DrillersTechnology de México,S.A. de C.V. (Propuestaconjunta)INTEGRACIÓN DE LA MUESTRA DE CONTRATOS, 2008(Miles de pesos)Objeto del contratoRehabilitación y/oconstrucción de ductos enel Campo Agua Fría y/uotros del Activo IntegralPoza Rica-AltamiraRehabilitación y/oconstrucción de ductos enel Campo Tajín y/u otrosdel Activo Integral PozaRica-AltamiraConstrucción de ductosen los campos del áreacentral, oriental yoccidental del ActivoIntegral BurgosObras y serviciosintegrados para laexplotación de losyacimientosdehidrocarburos en elPaleocanaldeChicontepecTotalMontocontratadoPlazo de ejecuciónInicio Término293,142.4 01/12/2007 02/03/2010227,810.9 03/12/2007 08/04/201079,929.2 12/03/2007 14/01/200915,203,242.5 2/___________15,804,125.0FUENTE: Contratos núms. 424107861, 424107862, 424507804 y 424047833.12/07/2007 12/07/20111/ Los contratos se adjudicaron mediante licitaciones públicas internacionales sobre la base deprecios unitarios, con fundamento en los artículos 3, fracción II, 26, fracción I, 27, fracción I, 28 y 30,fracción II, inciso a, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.2/ Monto integrado por 8,339,252.6 miles de pesos más 632,287.8 miles de dólares, equivalentes a6,863,989.9 miles de pesos al tipo de cambio de 10.8558 del 8 de mayo de 2007.En este resultado se presenta lo correspondiente al primer contrato que se menciona y en losresultados 7, 8 y 9 los tres restantes, en el mismo orden que se relacionan en el cuadro.581

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Respecto del proveedor Construcción y Servicios Integrales Sigma, S.A. de C.V., se verificó losiguiente:a) Procedimiento de contratación.Se revisaron las bases de la licitación pública internacional con Tratado de Libre Comercio (TLC) núm.18575008-024/07, emitidas por la Subgerencia de Recursos Materiales Región Norte de PemexExploración y Producción (PEP), para celebrar el contrato núm. 424107861, las cuales se conformaronpor las secciones “Instrucciones para la licitación”, “Información general del proyecto”, “Requisitos de laproposición”, “Criterios de evaluación técnica, económica y adjudicación” y “Modelo de contrato yformatos”, establecen que el lugar donde se realizarían los trabajos es el Activo Integral Poza Rica-Altamira de la Región Norte ubicado en Veracruz y Puebla, se consignó el importe asignado paraejercer durante el primer ejercicio presupuestal (2007), por 5,000.0 miles de pesos, y la fecha de inicioestimada de las obras (17 de septiembre de 2007), a un plazo de 823 días naturales, en cumplimientode los artículos 32, 33 y 34 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y19, fracción II, de su reglamento.Se analizaron el acta correspondiente del acto de presentación y apertura de proposiciones, elresultado de la evaluación económica y el dictamen para el fallo, donde se comprobó que 13 licitantespresentaron su propuesta, como sigue:582

Sector EnergíaPROPUESTAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS PRESENTADAS(Miles de pesos)LicitanteImporte1 Tradeco Industrial, S.A. de C.V. (Propuesta conjunta con Tradeco Infraestructura, S.A. de 284,927.9C.V.)2 Construcción y Servicios Integrales Sigma, S.A. de C.V. (Propuesta conjunta con 293,142.4Construcción y Ecología 2000, S.A. de C.V.)3 Grupo Profesional Planeación y Proyectos, S.A. de C.V. (Propuesta conjunta con Top Oil 293,562.0Services, S.A. de C.V.)4 Fabricación y Reparación Electromecánica, S.A. de C.V. 295,470.05 Construcciones Diseños y Arrendamientos, S.A. de C.V. (Propuesta conjunta con Tytmex, 295,903.9S.A. de C.V. y Talleres Acerorey, S.A. de C.V.)6 Bufete Constructor América, S.A. de C.V. 302,809.77 Proveedora y Manufacturera de Productos para Equipos Petroleros, S.A. de C.V. 307,278.38 Bisell Construcciones e Ingeniería, S.A. de C.V. 307,437.99 Constructora Mexicana Civil, S.A. de C.V. (Propuesta conjunta con Elecnor México, S.A. de 312,359.4C.V. y Elecnor, S.A. y Tecnología Relacionada con Energía y Servicios Especializados, S.A.de C.V.)10 Construcciones y Equipos Latinoamericanos, S.A. de C.V. 327,939.411 Cobra Instalaciones México, S.A. de C.V. 339,755.712 Dufromex, S.A. de C.V. (Propuesta conjunta con Servicio Terrestre Especializado, S.A. de 354,513.1C.V.)13 Saint Martin Construcciones, S.A. de C.V. 358,308.7FUENTE: Acta correspondiente del acto de presentación y apertura de proposiciones, resultado de laevaluación económica y dictamen para el fallo.Las 13 propuestas cumplieron con los requisitos estipulados en las bases de licitación, de conformidadcon el artículo 37, fracciones I, II, III y IV, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas.El fallo de la licitación pública internacional con TLC núm. 18575008-024/07, fue emitido el 24 deagosto de 2007 y sirvió de base para la adjudicación del contrato a Construcción y Servicios IntegralesSigma, S.A. de C.V. (que presentó su propuesta en forma conjunta con Construcción y Ecología 2000,S.A. de C.V.), el cual se formalizó el 14 de septiembre de 2007; sin embargo, el 17 de septiembre delmismo año, el proveedor Tradeco Industrial, S.A. de C.V., (que presentó propuesta en forma conjuntacon Tradeco Infraestructura, S.A. de C.V.), presentó inconformidad en contra de PEP, derivado delfallo de la licitación. La Dirección General de Inconformidades de la Secretaría de la Función Pública(SFP), a través del Acuerdo núm. 115.5.2618, del 8 de octubre de 2007, manifestó respecto de lasuspensión; que dejaba a la convocante bajo su más estricta responsabilidad, la continuidad delprocedimiento de contratación, sin perjuicio del sentido y términos en que se dictara la resolución a lainconformidad. La Dirección General Adjunta de Inconformidades “A” de la SFP, mediante Resolución583

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008núm. 115.5.2771 del 15 de octubre de 2007, resolvió fundada la inconformidad, y decretó la nulidad delprocedimiento de evaluación de ofertas y fallo de adjudicación del 24 de agosto de 2007, para talefecto instruyó que se efectuara una nueva evaluación de ofertas y se emitiera el fallo quecorrespondiera; asimismo, en caso de que se hubiera derivado contrato del fallo decretado nulo,debería procederse a la terminación anticipada del mismo, por lo que el 7 de noviembre de 2007, seconvocó a los licitantes participantes a la celebración de un nuevo acto de notificación de falloprogramado para el 9 de noviembre de 2007.De la nueva evaluación de ofertas, se derivó lo siguiente:El Departamento de Mantenimiento a Ductos y Vías de Acceso de la Coordinación de Construcción yMantenimiento del Activo Integral Poza Rica, y la Superintendencia de Ingeniería de Costos de laSubgerencia de Recursos Materiales, Región Norte, analizaron las propuestas técnicas y económicas,de acuerdo con los artículos 38 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas,así como 36 y 37 de su reglamento.Se rechazaron las propuestas de Grupo Profesional Planeación y Proyectos, S.A. de C.V. (quepresentó en forma conjunta con Top Oil Services, S.A. de C.V.), Bisell Construcciones e Ingeniería,S.A. de C.V., y Saint Martin Construcciones, S.A. de C.V.Para seleccionar la propuesta más conveniente para el estado, la Superintendencia de Ingeniería deCostos de la Subgerencia de Recursos Materiales, de la Gerencia de Administración y Finanzas,evaluó las propuestas con base en los criterios de adjudicación de aquéllas cuyo monto no excedió el7.0% de la propuesta conjunta de Tradeco Industrial, S.A. de C.V., y Tradeco Infraestructura, S.A. deC.V., la cual fue determinada como la solvente más baja, como se detalla a continuación:PROPUESTAS QUE NO EXCEDIERON EL 7.0% RESPECTO DEL MONTO DE LA DETERMINADACOMO LA SOLVENTE MÁS BAJANúm. Licitante Puntos criterio adjudicaciónCalidad Precio Final1 Construcción y Servicios Integrales Sigma, S.A. de C.V. 11.8 48.6 60.4(Proposición conjunta con Construcción y Ecología 2000, S.A. deC.V.).2 Fabricación y Reparación Electromecánica, S.A. de C.V. 10.1 48.2 58.33 Bufete Constructor América, S.A. de C.V. 10.1 47.0 57.14 Tradeco Industrial, S.A. de C.V. (Proposición conjunta con 4.5 50.0 54.4Tradeco Infraestructura, S.A. de C.V.).5 Construcciones Diseños y Arrendamientos, S.A. de C.V. 6.1 48.1 54.3(Proposición conjunta con Tytmex, S.A. de C.V., y TalleresAcerorey, S.A. de C.V.).FUENTE: Resultado de la evaluación económica y dictamen para el fallo.584

Sector EnergíaComo resultado de la evaluación, la propuesta presentada por Construcción y Servicios IntegralesSigma, S.A. de C.V., en forma conjunta con Construcción y Ecología 2000, S.A. de C.V., se consideróla mejor opción, ya que obtuvo la mayor puntuación en la aplicación de los criterios de adjudicaciónprevistos en la sección IV “Criterios de evaluación técnica, económica y adjudicación” de las bases delicitación.El 9 de noviembre de 2007 PEP emitió el dictamen para fallo con el cual adjudicó el contrato aConstrucción y Servicios Integrales Sigma, S.A. de C.V., que presentó su propuesta en forma conjuntacon Construcción y Ecología 2000, S.A. de C.V., en cumplimiento del resolutivo segundo de laresolución núm. 115.5.2771, del 15 de octubre de 2007; así como de los artículos 38 de la Ley deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, 36, 37, 37 A, 37 B y 38 de su reglamento, yde las bases de licitación.La duración del proceso de licitación desde la fecha de publicación de la convocatoria hasta la fechade emisión del fallo fue de cinco meses, como se muestra a continuación:CRONOLOGÍA DEL PROCEDIMIENTO DE LICITACIÓNConceptoFechaPublicación de convocatoria 5 de junio de 2007Visita al sitio de realización de los trabajos 14 de junio de 2007Juntas de aclaraciones (2 juntas) Del 19 y 26 de junio de 2007Acto de presentación y apertura de proposiciones 25 de julio de 2007Fallo de la licitación 9 de noviembre de 2007FUENTE: Minuta de visita de obra, acta de las juntas de aclaraciones, acta correspondiente al acto depresentación y apertura de proposiciones, dictamen y fallo.El contrato se formalizó entre la empresa mencionada y la Subdirección de la Región Norte de PEP el26 de noviembre de 2007 por 293,142.4 miles de pesos, dentro de los 30 días posteriores de notificadoel fallo, en cumplimiento del artículo 47 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas.b) Ejecución de los trabajos del contrato.El 11 de noviembre de 2008, la Subdirección de la Región Norte de PEP celebró el convenio núm. 1para la “Adecuación de volúmenes de obra sin ampliación de monto y adición de conceptos noprevistos en el catálogo original”.585

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008MODIFICACIONES AL CONTRATO NÚM. 424107861(Miles de pesos)Modificación Conceptos ImporteIncrementos 35 del contrato 53,873.23 adicionales 12,750.8Disminuciones 181 del contrato (66,624.0)Total 0.0FUENTE: Convenio núm. 1 del contrato núm. 424107861.En el convenio núm. 1 PEP declaró que en virtud de que los oleoductos y gasoductos del área CerroAzul tenían en promedio una antigüedad de servicio de 40 años, era necesario sustituir diversostramos, a fin de garantizar su correcta operación, por lo que PEP requirió aplicar protección interior enla tubería de algunos oleoductos y líneas de descarga, y para dar continuidad al recubrimiento internose requería la colocación de juntas manguito (sistema de conexión que da continuidad en el procesode soldar dos tubos con recubrimiento interno, protegiendo la integridad del mismo), por lo que seadicionaron los conceptos suministro y colocación de juntas manguito de 6, 10 y 12 pulgadas dediámetro, no previstos originalmente en el catálogo de conceptos del contrato.PEP aclaró que los conceptos no previstos originalmente en el contrato no implican variacionessustanciales en el proyecto original, ni varían el objeto del contrato, en cumplimiento de la cláusuladécima cuarta “Modificaciones al contrato” del contrato núm. 424107861, y de los artículos 59 de laLey de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 69 de su reglamento.Durante 2008 se generaron 91 estimaciones por un total de 128,316.2 miles de pesos; seseleccionaron para su revisión las estimaciones núms. 3A, 4, 9E y 10M, por 16,293.2 miles de pesos,el 12.7% del total de las estimaciones generadas en ese año, como se muestra a continuación:NTEGRACIÓN MUESTRA DE ESTIMACIONES, 2008(Miles de pesos)Estimación Periodo de la estimación Importe Obra3ª Del 1 al 31 de marzo 8,701.0 Oleoducto de 12” ∅ Batería Potrero-Planta4 Del 1 al 30 de abril 2,442.9 Deshidratadora Naranjos9E Del 1 al 30 de septiembre 3,303.1 Oleoducto de 10” ∅ Batería Temapache-10M Del 1 al 31 de octubre 1,846.2 Interconexión Oleoducto de 12” ∅ Potrero delLlano- Planta Deshidratadora NaranjosTotal 16,293.2FUENTE: Estimaciones del contrato núm. 424107861 generadas en 2008.586

Sector EnergíaLas estimaciones están numeradas, tienen el número de contrato, los nombres y las firmas delcontratante y contratista, el periodo de los trabajos realizados y la relación de los conceptos con lascantidades ejecutadas; los conceptos, las unidades y los precios unitarios son los mismos del contrato,las cantidades son las mismas que se presentan en los números generadores, los númerosgeneradores mencionan la estimación a la que corresponden y cuantifican con claridad los trabajosejecutados y el importe de las estimaciones corresponde al asentado en la facturación respectiva, encumplimiento de los artículos 53 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas, 84, fracción IX, 86, fracciones II, letra f, y VIII, 100, 101 y 102, fracción I, de su reglamento,del Procedimiento Administrativo para Elaboración y Trámite de Generadores de Obra clave 18575-PA-OP-03 y Procedimiento Administrativo para Elaboración y Trámite de Estimaciones de Contratoclave 18575-PA-OP-04, vigentes en el ejercicio 2008.En 2008 se ejercieron 128,316.2 miles de pesos, por lo cual se rebasó el monto autorizado en elcontrato por 167,872.8 miles de pesos a ejercer para ese año, en cumplimiento de los artículos 7, 23 y24 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.Para verificar físicamente que los trabajos fueron realizados, en agosto de 2009 se visitaron dosoleoductos y se revisaron las partidas siguientes:PARTIDAS REVISADAS DE LA MUESTRA DE ESTIMACIONESEstimación Partida ConceptoOleoducto de 12” ∅ Batería Potrero-Planta Deshidratadora Naranjos3A 117 Suministro, manejo y tendido de tubería de acero al carbón de 12"631 Construcción de ducto, incluye suministro de tubería de acero al carbón de 12"4 117 Suministro, manejo y tendido de tubería de acero al carbón de 12"643 Cruzamiento con perforación direccional horizontal incluye suministro de tubería de aceroal carbón de 12"Oleoducto de 10” ∅ Batería Temapache-Interconexión Oleoducto 12” ∅ Potrero delLlano- Planta Deshidratadora Naranjos9 E 630 Construcción de ducto, incluye suministro de tubería de acero al carbón de 10"10 M 630 Construcción de ducto, incluye suministro de tubería de acero al carbón de 10"FUENTE: Estimaciones del contrato núm. 424107861, generadas en 2008.Se constató físicamente la existencia de los activos mencionados en el cuadro, y que los trabajosfueron realizados de acuerdo con lo establecido en los generadores de obra, además se revisaron losreportes de las pruebas radiográficas (pruebas para detectar discontinuidades en uniones soldadas,tales como grietas, faltas de fusión, porosidades e inclusiones de escoria) y las pruebas hidrostáticas(prueba de presión que se realiza a tuberías y equipos para verificar su hermeticidad, confirmar suintegridad mecánica y avalar que estén en óptimas condiciones de operación) realizados en los ductos587

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008después de terminados los trabajos y las actas de entrega-recepción, en donde el Departamento deMantenimiento a Ductos realizó la entrega-recepción al Área de Operación de Pozos e Instalacionesde PEP, en las cuales se estableció que las obras realizadas por el contratista fueron concluidas demanera satisfactoria conforme a las visitas realizadas para verificar los trabajos, los planostopográficos y las pruebas hidrostáticas, en cumplimiento de la cláusula 23 “Recepción de losTrabajos” del contrato y de los artículos 64 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados conlas Mismas y del 135 al 138 de su reglamento.Resultado Núm. 7Sin ObservacionesCon el proveedor Fabricación y Reparación Electromecánica, S.A. de C. V., se verificó lo siguiente:a) Procedimiento de contratación.Se revisaron las bases de la licitación pública internacional con TLC núm. 18575008-022/07, emitidaspor la Subgerencia de Recursos Materiales Región Norte de Pemex Exploración y Producción (PEP),para celebrar el contrato núm. 424107862 cuyo objeto es la “Rehabilitación y/o construcción de ductosen el Campo Tajín y/u otros del Activo Integral Poza Rica Altamira”.Las bases se conformaron por las secciones “Instrucciones para la licitación”, “Información general delproyecto”, “Requisitos de la proposición”, “Criterios de evaluación técnica, económica y adjudicación” y“Modelo de contrato y formatos”, establecen el lugar donde se realizarían los trabajos, en este caso enel Activo Integral Poza Rica-Altamira de la Región Norte, ubicado en Veracruz y Puebla, y la fecha deinicio estimada de las obras (27 de agosto de 2007), a un plazo de 858 días naturales, encumplimiento de los artículos 32, 33 y 34 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas. Sin embargo, no se indicó el importe asignado para ejercer durante el primer ejerciciopresupuestal (2007).Al respecto, mediante el oficio unido núm. PEP-SRN-GAF-SRN-0784-2009 del 29 de diciembre de2009, la Gerencia de Administración y Finanzas de la Subdirección Región Norte instruyó para que, enlo sucesivo, se vigile que en las bases de licitación de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas, cuando la ejecución de los trabajos comprenda más de un ejercicio presupuestario, se deberáinformar a los licitantes el importe asignado, en su caso, para ejercer en el primer ejercicio, así como elorigen del mismo, en cumplimiento del artículo 19, fracción II, del Reglamento de la Ley de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas.588

Sector EnergíaSe revisó la documentación relacionada con la presentación y la apertura de proposiciones y secomprobó que ocho licitantes presentaron las propuestas siguientes:PROPUESTAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS PRESENTADAS(Miles de pesos)Ref. Licitante Importe1 Fabricación y Reparación Electromecánica, S.A. de C.V. 227,810.92 Tradeco Industrial, S.A. de C.V. (Propuesta conjunta con Tradeco 237,870.9Infraestructura, S.A. de C.V.)3 Bufete Constructor América, S.A. de C.V. 250,668.24 Construcción y Servicios Integrales Sigma, S.A. de C.V. 254,142.45 Construcciones Diseños y Arrendamientos, S.A. de C.V. (Propuesta 282,665.1conjunta con Tytmex, S.A. de C.V. y Talleres Acerorey, S.A. de C.V.)6 Ática Corporación, S.A. de C.V. 285,019.07 Construcciones y Equipos Latinoamericanos, S.A. de C.V. 293,931.28 Grupo Profesional Planeación y Proyectos, S.A. de C.V. (Propuestaconjunta con Constructora Mexicana Civil, S.A. de C.V.)377,982.3FUENTE: Acta correspondiente al acto de presentación y apertura de proposiciones,resultado de la evaluación económica y dictamen para el falloLas ocho propuestas cumplieron con los requisitos establecidos en las bases de licitación, de acuerdocon el artículo 37, fracciones I, II, III y IV, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas.El fallo de la licitación pública internacional con Tratado de Libre Comercio núm. 18575008-022/07, fueemitido el 8 de agosto de 2007 y sirvió de base para la adjudicación del contrato a Fabricación yReparación Electromecánica, S.A. de C.V., el cual se formalizó el 24 de agosto de 2007, sin embargo,el 22 de agosto del mismo año, el proveedor Tradeco Industrial, S.A. de C.V. (que presentó propuestaen forma conjunta con Tradeco Infraestructura, S.A. de C.V.), presentó inconformidad en contra dePEP, derivado de dicha licitación. La Dirección General de Inconformidades de la Secretaría de laFunción Pública (SFP), a través del Acuerdo núm. 115.5.2280, del 7 de septiembre de 2007, manifestórespecto de la suspensión, que se dejaba bajo su más estricta responsabilidad a la convocante lacontinuidad del procedimiento de contratación, sin perjuicio del sentido y términos en que se dictara laresolución a la inconformidad en cuenta. La Dirección General Adjunta de Inconformidades “A” de laSFP, mediante la Resolución núm. 115.5.2770, del 15 de octubre de 2007, resolvió fundada lainconformidad, y decretó la nulidad del procedimiento de evaluación de ofertas y fallo de adjudicacióndel 8 de agosto de 2007, y demás actos derivados; asimismo, en caso de que se hubiera derivadocontrato del fallo decretado nulo, debería procederse a la terminación anticipada del mismo, por lo que589

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008el 8 de noviembre de 2007, se convocó a los licitantes participantes a la celebración de un nuevo actode notificación de fallo programado para el 12 de noviembre de 2007.De la nueva evaluación de ofertas, se derivó lo siguiente:El Departamento de Mantenimiento a Ductos y Vías de Acceso de la Coordinación de Construcción yMantenimiento del Activo Integral Poza Rica-Altamira y la Superintendencia de Ingeniería de Costos dela Subgerencia de Recursos Materiales, de la Región Norte, analizaron las propuestas técnicas yeconómicas, en cumplimiento de los artículos 38 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionadoscon las Mismas, así como 36 y 37 de su reglamento, y se aceptaron las ocho propuestas.Para seleccionar la propuesta más conveniente para el Estado, la Subgerencia de Recursos Materialesevaluó las propuestas considerando los criterios de adjudicación de aquellas cuyo monto no excedió el7.0% respecto de la propuesta de Fabricación y Reparación Electromecánica, S.A. de C.V., que fueconsiderada como la solvente más baja.Como resultado de la evaluación se determinó que las dos propuestas con mayor puntaje fueronFabricación y Reparación Electromecánica, S.A. de C.V., y Tradeco Industrial, S.A. de C.V.,proposición conjunta con Tradeco Infraestructura, S.A. de C.V., sin embargo, la más convenienteresultó ser la primera, cuyo puntaje fue el más alto, como sigue:PROPUESTAS QUE NO EXCEDIERON EL 7.0% RESPECTO DEL MONTO DE LA DETERMINADACOMO LA SOLVENTE MÁS BAJANúm.LicitantePuntos criterio adjudicaciónCalidad Precio Final1 Fabricación y Reparación Electromecánica, S.A. de C.V. 11.1 50.0 61.12 Tradeco Industrial, S.A. de C.V. proposición conjunta conTradeco Infraestructura, S.A. de C.V.4.7 47.9 52.7FUENTE: Resultado de la evaluación económica y dictamen para el fallo.Como resultado de la evaluación, la propuesta presentada por Fabricación y ReparaciónElectromecánica, S.A. de C.V., fue la mejor opción ya que obtuvo la mayor puntuación en la aplicaciónde los criterios de adjudicación, de acuerdo con el mecanismo previsto en la sección IV “Criterios deevaluación técnica, económica y adjudicación” de las bases de licitación.590

Sector EnergíaEl 12 de noviembre de 2007 PEP emitió el dictamen para fallo con el cual adjudicó el contrato aFabricación y Reparación Electromecánica, S.A. de C.V., en cumplimiento del resolutivo segundo de laResolución núm. 115.5.2770, del 15 de octubre de 2007; y los artículos 38 de la Ley de Obras Públicasy Servicios Relacionados con las Mismas, 36, 37, 37 A, 37 B y 38 de su reglamento, así como de lasbases de licitación.El proceso de licitación desde la fecha de publicación de la convocatoria hasta la fecha de emisión delfallo tuvo una duración de seis meses, como se muestra a continuación:CRONOLOGÍA DEL PROCEDIMIENTO DE LICITACIÓNConceptoFechaPublicación de convocatoria 29 de mayo de 2007Visita al sitio de realización de los trabajos 06 de junio de 2007Juntas de aclaraciones (2 juntas) Del 8 y 15 de junio de 2007Acto de presentación y apertura de proposiciones 9 de julio de 2007Fallo de la licitación 12 de noviembre de 2007FUENTE: Minuta de visita de obra, acta de las juntas de aclaraciones, acta correspondiente al acto depresentación y apertura de proposiciones, dictamen y fallo.Se constató que el contrato se formalizó el 27 de noviembre de 2007 entre Fabricación y ReparaciónElectromecánica, S.A. de C.V., y la Subdirección de la Región Norte de PEP por un monto de227,810.9 miles de pesos y vigencia del 3 de diciembre de 2007 al 8 de abril de 2010, dentro de los 30días posteriores de notificado el fallo, en cumplimiento del artículo 47, párrafo primero, de la Ley deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.591

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008b) Ejecución de los trabajos del contrato.Se comprobó que el 20 de agosto de 2008, PEP celebró el convenio núm. 1 para la “Inclusión deconceptos no previstos en el catálogo y adecuación de volúmenes de obra sin ampliación de monto”.MODIFICACIONES AL CONTRATO NÚM. 424107862(Miles de pesos)Modificación Conceptos ImporteIncrementos 20 del contrato 99,525.93 adicionales 19,570.7Disminuciones 153 del contrato (119,096.6)Total 0.0FUENTE: Convenio núm. 1 del contrato núm. 424107862.En el convenio núm. 1 PEP declaró que en virtud de que los oleoductos y gasoductos del área CerroAzul en promedio una antigüedad de servicio de 40 años, era necesario sustituir diversos tramos, a finde garantizar su correcta operación, por lo que PEP requería aplicar protección interior en la tubería dealgunos oleoductos y líneas de descarga y para dar continuidad al recubrimiento interno se requería lacolocación de juntas manguito, por lo que adicionaron los conceptos suministro y colocación de juntasmanguito de 8, 10 y 12 pulgadas de diámetro, no previstos originalmente en el catálogo de conceptosdel contrato.PEP aclaró que los conceptos no previstos originalmente en el contrato, no implican variacionessustanciales en el proyecto original, ni varían el objeto del contrato, en cumplimiento de la cláusuladécima cuarta “Modificaciones al contrato” del contrato núm. 424107862, y de los artículos 59 de laLey de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 69 de su reglamento.Durante 2008 se generaron 77 estimaciones por un total de 202,535.2 miles de pesos; seseleccionaron las estimaciones núms. 5C, 8F y 10D, por 16,853.3 miles de pesos; que representaronel 8.3% del total de estimaciones generadas en ese año, como se detalla a continuación:592

Sector EnergíaINTEGRACIÓN MUESTRA DE ESTIMACIONES(Miles de pesos)Estimación Periodo de la estimación Importe Obra5C Del 1 al 30 de junio 8,120.6 Oleoducto de 12” ∅ X 31 km Ezequiel8F Del 1 al 30 de septiembre 7,488.0 Ordoñez-C.A.B.10D Del 1 al 23 de noviembre 1,244.7 Oleoducto de 12” ∅ Punta de Piedra-C.A.B. del km. 15+500 al km 18+000”Total 16,853.3FUENTE: Estimaciones del contrato núm. 424107862 generadas en 2008.Las estimaciones están numeradas, incluyen el número de contrato, los nombres y las firmas delcontratante y contratista, el periodo de los trabajos realizados y la relación de los conceptos con lascantidades ejecutadas; las unidades y los precios unitarios son los mismos del contrato, las cantidadesson las mismas que se presentan en los números generadores; los números generadores mencionanla estimación a la que pertenecen y cuantifican con claridad los trabajos ejecutados, y el importe de lasestimaciones correspondió al asentado en la facturación respectiva, en cumplimiento de los artículos53 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, 84, fracción IX, 86,fracciones II, letra f, y VIII, 100, 101 y 102, fracción I, de su reglamento, del ProcedimientoAdministrativo para Elaboración y Trámite de Generadores de Obra clave 18575-PA-OP-03 yProcedimiento Administrativo para Elaboración y Trámite de Estimaciones de Contrato clave 18575-PA-OP-04, vigentes en el ejercicio 2008.En 2008 se ejercieron 202,535.2 miles de pesos, no se rebasó el monto autorizado en el contrato por174,645.5 miles de pesos a ejercer en ese año, en cumplimiento de los artículos 7, 23 y 24 de la Leyde Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, así como 6, fracción II, de su reglamento.Para verificar físicamente que los trabajos fueron realizados, en agosto de 2009 se visitaron dosoleoductos y se revisaron las partidas siguientes:PARTIDAS REVISADAS DE LA MUESTRA DE ESTIMACIONESEstimación Partida ConceptoOleoducto de 12” ∅ X 31 km. Ezequiel Ordoñez-C.A.B.5 C 631 Construcción de ducto, incluye suministro de tubería de acero al carbón de 12"8 F 631 Construcción de ducto, incluye suministro de tubería de acero al carbón de 12"643 Cruzamiento con perforación direccional horizontal incluye suministro de tubería de aceroal carbón de 12"Oleoducto de 12” ∅ Punta de Piedra-C.A.B. del km. 15+500 al km 18+000”10 D 565 Suministro, fabricación e instalación de cerca de alambre de púas con postes de madera631 Construcción de ducto, incluye suministro de tubería de acero al carbón de 12"637 Construcción de ducto con tubería de acero al carbón de 12"FUENTE: Estimaciones del contrato núm. 424107862 generadas en 2008.593

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Se constató físicamente la existencia de los activos mencionados en el cuadro, y que los trabajos serealizaron de acuerdo con lo establecido en los generadores de obra; además, se revisaron losreportes radiográficos y las pruebas hidrostáticas efectuadas a los dos ductos después de terminadoslos trabajos. En el oleoducto de 12” ∅ X 31 km Ezequiel Ordóñez-C.A.B., se continúan realizandotrabajos, que no formaron parte de la muestra, por lo que el Departamento de Mantenimiento a Ductosaún no realiza la entrega-recepción del mismo al Área de Operación de Pozos e Instalaciones.Los trabajos en el Oleoducto de 12” ∅ Punta de Piedra-C.A.B. del km. 15+500 al km 18+000”, yafueron concluidos, por lo que el 18 de diciembre de 2008, el Departamento de Mantenimiento a Ductosrealizó la entrega-recepción al Área de Operación de Pozos e Instalaciones de PEP, e informó que lasobras realizadas por el contratista fueron concluidas de manera satisfactoria conforme a las visitasrealizadas para verificar los trabajos, los planos topográficos y las pruebas hidrostáticas, encumplimiento de la cláusula 23 “Recepción de los Trabajos” del contrato, y de los artículos 64 de la Leyde Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, así como del 135 al 138 de sureglamento.Resultado Núm. 8Sin ObservacionesDel proveedor Construcciones y Arrendamientos Industriales, S.A. de C.V., se verificó lo siguiente:a) Procedimiento de contratación.Se revisaron las bases de licitación pública a precios unitarios núm. 18575110-051-06 emitidas por laCoordinación de Administración y Finanzas, del Activo Integral Burgos de Pemex Exploración yProducción (PEP), para celebrar el contrato núm. 424507804 cuyo objeto fue la “Construcción deductos en los campos del área central, oriental y occidental del Activo Integral Burgos”.Las bases se conformaron por las secciones “Instrucciones para la licitación”, “Información general delproyecto”, “Requisitos de la proposición”, “Criterios de evaluación técnica, económica y adjudicación” y“Modelo de contrato y formatos”.En dichas secciones se menciona que los trabajos se realizarían en el Activo Integral Burgos, ubicadoen los estados de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila, además que el importe asignado para ejercerdurante el primer ejercicio presupuestal (2007), ascendería a 45,000.0 miles de pesos y la fecha deinicio estimada de las obras sería el 26 de febrero de 2007, con un plazo total 675 días naturales, encumplimiento de los artículos 33 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas, y 19, fracción II, de su reglamento.594

Sector EnergíaCon la revisión de la documentación relativa a la presentación y apertura de proposiciones, secomprobó que seis licitantes presentaron propuestas y cinco cumplieron con los requisitos estipuladosen las bases de licitación, de conformidad con el artículo 37, fracciones I, II, III y IV, de la Ley de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas, como se muestra a continuación:LICITANTES QUE CUMPLIERON CON LOS REQUISITOS ESTABLECIDOS EN LAS BASESDE LICITACIÓN(Miles de pesos)Ref. Licitante Importe1 Construcciones y Arrendamientos Industriales, S.A. de C.V. 79,929.22 Madetam, S.A. de C.V. 83,043.73 Construcciones y Equipos Latinoamericanos, S.A. de C.V. 87,500.74 Martínez Aguilar Construcciones, S.A. de C.V. 89,998.55 Dufromex, S.A. de C.V. 125,984.6FUENTE: Acta correspondiente al acto de presentación y apertura de proposiciones,resultado de la evaluación económica y dictamen para el fallo.El Departamento de Ingeniería y Construcción, la Coordinación de Ingeniería y Construcción SectorBurgos y la Jefatura del Área de Ingeniería de Costos analizaron las propuestas técnicas yeconómicas, y determinaron que la más viable fue la presentada por Construcciones y ArrendamientosIndustriales, S.A. de C.V., debido a que cumplió con los requisitos técnicos y fue la más económica yaque se ajustó a los artículos 38 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas,así como 36 y 37 de su reglamento, y de las bases de licitación.El proceso de licitación desde la fecha de publicación de la convocatoria hasta la fecha de emisión delfallo duró tres meses, como se muestra a continuación:CRONOLOGÍA DEL PROCEDIMIENTO DE LICITACIÓNConceptoFechaPublicación de convocatoria 21 de noviembre de 2006Visita al sitio de realización de los trabajos 11 de diciembre de 2006Juntas de aclaraciones (3 juntas) Del 11, 15 y 19 de diciembre de 2006Acto de presentación y apertura de proposiciones 3 de enero de 2007Fallo de la licitación 15 de febrero de 2007FUENTE: Acta correspondiente del acto de presentación y apertura de proposiciones, minuta deasistencia de la visita de obra, acta de las juntas de aclaraciones y dictamen para elfallo.595

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008El contrato se formalizó entre Construcciones y Arrendamientos Industriales, S.A. de C.V., y laSubdirección de la Región Norte de PEP por un monto de 79,929.2 miles de pesos y vigencia del 12de marzo de 2007 al 14 de enero de 2009, dentro de los 30 días posteriores de notificado el fallo, encumplimiento del artículo 47 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.b) Ejecución de los trabajos del contrato.Se comprobó que en 2008 la Subdirección de la Región Norte de PEP celebró dos convenios demodificación al contrato; el primero el 25 de enero de 2008, el “C-4-1” modificatorio de adecuación devolúmenes sin ampliación al monto, y el segundo el 24 de noviembre de 2008, el “C-3-1” adicional deadecuación de volúmenes con ampliación al monto, como sigue:MODIFICACIONES REALIZADAS EN EL CONTRATO, SEGÚN CONVENIOSConvenio “C-4-1”Convenio “C-3-1”Conceptos Importe Conceptos ImporteIncrementos 15 del contrato 899.9 66 del contrato 8,132.05 extraordinarias 7,685.0 1 extraordinaria 43,639.1Disminuciones 9 del contrato (8,584.9) 104 del contrato (27,794.0)Total 0.0 23,977.1FUENTE: Convenios celebrados en el 2008 al contrato 424507804.Conviene señalar que el convenio “C-3-1” se elaboró debido a que fue necesario construir ungasoducto de 8 pulgadas de diámetro de la Estación Murex 1, para incorporar la producción de lospozos petroleros del campo Murex al gasoducto de 16 pulgadas de diámetro Pandura-EntronqueJaujal, ya que en los contratos que maneja PEP en el Activo Integral Burgos no cuenta con el volumende la tubería requerida, por lo que el monto del contrato aumentó en 23,977.1 miles de pesos, el 30.0%respecto del monto original de 79,929.2 miles de pesos.Los dos convenios se sustentaron con los dictámenes técnicos, en cumplimiento de las cláusulasdécima tercera “Trabajos por cantidades adicionales o por conceptos no previstos en el catálogo deconceptos”, y décima cuarta “Modificaciones al contrato”, del contrato núm. 424507804, así como delos artículos 59 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 69 de sureglamento.Durante 2008 se generaron 28 estimaciones por un total de 71,666.3 miles de pesos; se seleccionaroncomo muestra las estimaciones núms. 19, 22 y 26 por 7,513.8 miles de pesos que representaron el10.5% del total de estimaciones generadas en ese año.596

Sector EnergíaINTEGRACIÓN MUESTRA DE ESTIMACIONES(Miles de pesos)Estimación Periodo de la estimación Importe19 Del 1 al 31 de diciembre 1,539.522 Del 1 al 31 de enero 1,975.526 Del 1 al 31 de marzo 3,998.8Total 7,513.8FUENTE: Estimaciones del contrato núm. 424507804 generadasen 2008.Las estimaciones están numeradas, tienen el número de contrato, los nombres y las firmas delcontratante y el contratista, el periodo de los trabajos realizados y la relación de los conceptos con lascantidades ejecutadas; los conceptos, las unidades y los precios unitarios son los mismos del contrato;las cantidades son idénticas a las presentadas en los números generadores; los números generadoresmencionan la estimación a la que corresponden y cuantifican con claridad los trabajos ejecutados, y elimporte de las estimaciones coincidió con el asentado en la facturación respectiva, en cumplimiento delos artículos 53 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 84, fracciónIX, 86, fracciones II, letra f, y VIII, 100, 101 y 102, fracción I, de su reglamento, así como delProcedimiento Administrativo para Elaboración y Trámite de Generadores de Obra, con clave 18575-PA-OP-03 y Procedimiento Administrativo para Elaboración y Trámite de Estimaciones de Contratoclave 18575-PA-OP-04, autorizados por la Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de ObrasEstratégicas de PEP, vigentes en el ejercicio 2008.En 2008 se ejercieron 71,666.3 miles de pesos, no se rebasó el monto autorizado en el contrato por42,552.8 miles de pesos a ejercer en ese año, en cumplimiento de los artículos 7, 23 y 24 de la Ley deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, así como 6, fracción II, de su reglamento.Para verificar físicamente que los trabajos fueron realizados, en septiembre de 2009 se realizó unavisita a las obras y se revisaron las partidas siguientes:597

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PARTIDAS REVISADAS DE LA MUESTRA DE ESTIMACIONESEstimación Partida Concepto19 3.02.6 Suministro, manejo, tendido e instalación de tubería de acero al carbón 6" ∅ EstaciónDuna 2 Gto 6" ∅ a Estación Mareógrafo 13.02.11 Suministro, manejo, tendido e instalación de tubería de acero al carbón 12" ∅ EstaciónMareógrafo Gto 12" ∅ a entronque 42" ∅6.05 Construcción e instalación de sistema de inyección de inhibidor de corrosión EstaciónMareógrafo Gto 12" ∅ a entronque 42" ∅22 10.177 Construcción de aportación en gasoductos en operación, diámetro de gasoducto 16" ∅de aportación 6" ∅ Gasoducto de 6" ∅ Culebra 37510.178 Construcción de aportación en gasoductos en operación, diámetro de gasoducto 12" ∅de aportación 6" ∅ Gto 6" ∅ Culebra 37510.179 Construcción de aportación en gasoductos en operación, diámetro de gasoducto 6" ∅de aportación 6" ∅ Gto 6" ∅ Culebra 37526 10.180 Construcción de aportación en gasoductos en operación. Gasoducto 42" ∅, diámetrode aportación 12" Gto 12" ∅ x 1.5 km. Mareógrafo a Entronque Gto 42" ∅FUENTE: Estimaciones del contrato núm. 424507804 generadas en 2008.Se constató físicamente la existencia de los activos mencionados en el cuadro, y que los trabajos serealizaron de acuerdo con lo establecido en el documento “número generador para trabajos diversos”,correspondiente a cada estimación de la muestra, de conformidad con el Anexo A “Relación de planosy croquis” del contrato, por lo que se constató que los trabajos de las estimaciones núms.19, 22 y 26fueron realizados.Resultado Núm. 9Sin ObservacionesDel proveedor Dowell Schlumberger de México, S.A. de C.V./ ICA Flour Daniel, S. de R.L. de C.V./OfsServicios, S.A. de C.V./Drillers Technology de México, S.A. de C.V. (propuesta conjunta), se verificó losiguiente:a) Procedimiento de contratación.La verificación del procedimiento de contratación del contrato núm. 424047833 para “Obras y serviciosintegrados para la explotación de los yacimientos de hidrocarburos en el Paleocanal de Chicontepec”,se incluyó en la auditoría núm. 308 “Inversiones en el Desarrollo y Explotación de Yacimientos dePetróleo Crudo y Gas Natural”, de la Cuenta Pública 2008.b) Ejecución de los trabajos del contrato.Durante 2008 se generaron 923 estimaciones por 2,174,932.7 miles de pesos, más 764 estimacionespor 244,004.5 miles de dólares, equivalentes a 3,360,869.2 miles de pesos, al tipo de cambio de598

Sector Energía13.7738 pesos por dólar, que totalizan 5,536,352.8 miles de pesos. Se seleccionaron como muestralas estimaciones núms. 725, 726, 863 y 867 por 2,933.9 miles de dólares, equivalentes a 35,312.3miles de pesos, como se muestra a continuación:INTEGRACIÓN MUESTRA DE ESTIMACIONES, 2008(Importe en miles)Estimación Periodo de la estimación Dólares1/Equivalenteen pesos725 Del 4 de junio al 30 de agosto 672.6 7,258.6726 Del 4 de junio al 30 de agosto 768.9 8,277.4863 Del 22 de julio al 28 de septiembre 715.2 9,385.8867 Del 9 de agosto al 10 de septiembre 777.2 10,390.5Total 2,933.9 35,312.3FUENTE: Estimaciones del contrato núm. 424047833 generadas en 2008.1/ Equivalente al tipo de cambio registrado en la Codificación dePagos y Descuentos de cada estimación.Con la revisión de las estimaciones y los generadores de obra ejecutada, se constató que lasestimaciones están numeradas, tienen el número de contrato, los nombres y las firmas del contratantey contratista, el periodo de los trabajos realizados y la relación de los conceptos con las cantidadesejecutadas; las unidades y los precios unitarios son los mismos del contrato, en cumplimiento de losartículos 53 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y 84, fracción IX,86, fracciones II, letra f, y VIII, y 102, fracción I, de su reglamento.Sin embargo, se observó que los generadores no indican el número de estimación a la quecorresponden, lo que impide relacionar la estimación con el generador.Al respecto, PEP informó que, mediante el oficio núm. 203-21600-ROCH-II-2481/09 del 29 dediciembre de 2009, solicitó a la contratista que a partir de las siguientes estimaciones, se indique enlos generadores de obra ejecutada el número de estimación, con la finalidad de estar en condicionesde relacionar la estimación con el generador, en cumplimiento del Procedimiento Administrativo paraElaboración y Trámite de Generadores de Obra clave 18575-PA-OP-03, autorizado por la Subdirecciónde Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas de PEP, emitido en febrero de 2007 y vigente en elejercicio 2008. PEP proporcionó la copia del oficio mencionado.Para verificar físicamente que los trabajos fueron realizados, en septiembre de 2009 se visitaron lasobras ejecutadas y se revisaron las partidas siguientes:599

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008PARTIDAS REVISADAS DE LA MUESTRA DE ESTIMACIONESEstimación Partida Concepto Ubicación725 2.6.10 Gasoducto de 16” ∅ en Del Centro de Almacenamiento y Bombeo (C.A.B.) Aguaampliación del derecho de vía Fría al Campo Humapa (Tramo 8)726 2.5.9 Oleoducto de 16” ∅ Del C.A.B. Agua Fría al Campo Humapa (Tramo 8)863 2.11.6 Cruzamiento con perforación Oleoducto de 16” ∅ del C.A.B. Agua Fría al C.A.B. Pozadireccional de 16” ∅Rica (Tramo 5)867 2.5.4 Oleoducto de 8” ∅ en Oleoducto de 8” ∅ de Batería de Separación (B.S.)ampliación del derecho de vía Agua Fría III a interconexión troncal de 16” ∅ de CampoHumapa al C.A.B. Poza Rica2.6.7 Gasoducto de 12” ∅ De la B.S. Agua Fría III a interconexión troncal de 16” ∅2.6.8 Oleoducto de 12” ∅ enampliación del derecho de víaFUENTE: Estimaciones del contrato núm. 424047833 generadas en 2008.de Campo Humapa al C.P.G. Poza RicaOleoducto de 8” ∅ de la B.S. Agua Fría III ainterconexión troncal de 16” ∅ de Campo Humapa alC.A.B. Poza RicaSe constató físicamente la existencia de los activos mencionados en el cuadro y que los trabajosfueron realizados de acuerdo con lo establecido en los generadores de obra, además, se revisaron lasnotas de bitácora, con las cuales se constató que los trabajos de las estimaciones fueron realizados.También, se comprobó que los trabajos están amparados por los certificados de calidad del materialde los ductos, los reportes radiográficos y las pruebas hidrostáticas realizadas a los ductos después determinados los trabajos.Resultado Núm. 10Sin ObservacionesA fin de verificar que el importe de las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte otanques de almacenamiento reportadas por Pemex Exploración y Producción (PEP) en la base fiscalde la determinación del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH) de 2008, por 16,338,348.8miles de pesos, se reportaron en la Cuenta Pública de ese año, se solicitó a la entidad fiscalizada laevidencia documental que acreditara este monto, en respuesta, se informó que “en cumplimiento delos dispuesto en el artículo 74, fracción VI, de la Constitución Política de los Estados UnidosMexicanos, el Ejecutivo Federal somete a consideración de la Cámara de Diputados del HonorableCongreso de la Unión, la Cuenta de la Hacienda Pública Federal correspondiente al ejercicio fiscal de2008, que se integra por un Tomo de Resultados Generales y un Banco de Información, donde se dacuenta de los resultados obtenidos con los recursos aprobados”.Además, “El banco de información contiene los datos financieros, presupuestarios y programáticos demayor detalle de las dependencias, ramos generales y autónomos, así como de las entidades decontrol presupuestal directo e indirecto”.600

Sector EnergíaPEP informó que “la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) publica los lineamientos paraformular la Cuenta Pública 2008, que son el punto de partida, y el Corporativo de PEMEX establece elenlace con la citada Secretaría y norma criterios para elaborar el documento mencionado; asimismo laSubdirección de Administración y Finanzas de PEP por conducto de la Gerencia de RecursosFinancieros, solicita, analiza y consolida la información de diversas áreas del Organismo. Lainformación presentada en el Informe de la Cuenta Pública 2008, no contiene un formato específico delas inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento. Cabeaclarar que la Cuenta Pública se elabora con base en la Estructura contable y presupuestal autorizadapor la SHCP, y se integra con las operaciones de los recursos autorizados en el presupuestoprogramable”.Por lo anterior, las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento por 16,338,348.8 miles de pesos, al ser utilizadas para fines fiscales, no se presentanbajo ese concepto en la Cuenta Pública, ya que sólo se presenta el Derecho Ordinario sobreHidrocarburos pagado. De los 15,256,785.5 miles de pesos por ese concepto, el 93.4% se pagaroncon recursos del Fideicomiso Master Trust (sociedad MT01) y 1,081,563.3 miles de pesos, el 6.6%,con recursos del presupuesto asignado a PEP, esta cantidad se debe presentar en la Cuenta Pública,sin embargo, no fue posible identificarla, debido a que se incluye en cifras globales de gasto.Impacto de las ObservacionesErrores y Omisiones de la Información FinancieraImporte: 6,555.8 (miles de pesos)En el Activo Integral Burgos se presentaron errores de registro de dos activos fijos, se dejaron dereconocer 860.3 miles de pesos en las cédulas de costos, además en los registros de una estimaciónse generó una diferencia compensada por 4.1 miles de pesos en el valor de los activos registrados.La base de datos de las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo proporcionada por Pemex Exploración yProducción, consideró 5,691.4 miles de pesos de más, lo que ocasionó que la deducción para elcálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos del ejercicio 2008 fuera incorrecta.601

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 3 observación(es) que generó(aron) 6 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 5 a Recomendación(es) y 1 a Promoción(es) del Ejercicio de la Facultad deComprobación Fiscal.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con lasinversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento, cuyoobjetivo consistió en fiscalizar que las inversiones se realizaron, determinaron, pagaron, registraron ypresentaron en la Cuenta Pública, de acuerdo con las disposiciones legales y normativas aplicables,para ser deducidas de la base gravable del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, se determinófiscalizar un monto de 669,623.7 miles de pesos, que representa el 19.6% de los 3,424,837.6 miles depesos de la base de las deducciones autorizadas de las inversiones de la Región Norte, para efectosdel cálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos que se reportó en la Cuenta Pública 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los Postulados Básicos de Contabilidad Gubernamental, losordenamientos legales, las disposiciones normativas aplicables a la naturaleza de las operacionesrevisadas y a la normativa institucional para la fiscalización de la gestión gubernamental, las cualesrequieren que la auditoría sea planeada y desarrollada de tal manera que permita obtener unaseguridad razonable de que lo revisado, de acuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, nopresenta errores importantes. Esta auditoría se ejecutó mediante pruebas selectivas que se estimaronnecesarias. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sólo ala muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicables ala determinación, pago y registro de las inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporteo tanques de almacenamiento, respecto de las operaciones examinadas.602

Sector EnergíaComentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.Resultado 1Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, laGerencia de Control de Gestión de Pemex Exploración y Producción (PEP), mediante el oficio núm.PEP-SAF-GCG-19 del 6 de enero de 2010, proporcionó el oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SF-006-2010del 5 de enero de 2010, con el cual la Subgerencia Fiscal de la Gerencia de Recursos Financierosinformó lo siguiente:“1. En el Diario Oficial de la Federación de fecha 13 de noviembre de 2008 se publicó Decreto por elque se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo alrégimen fiscal de Petróleos Mexicanos estableciendo en los artículos 257 Bis y 257 Ter la creaciónde los derechos: sobre extracción de hidrocarburos (DSEH) y especial sobre hidrocarburos paracampos en el Paleocanal de Chicontepec (DESHPC).2. El 14 de noviembre de 2008 entró en vigor el decreto señalado en el punto anterior.3. A fin de estar en posibilidades de determinar las deducciones, se está desarrollando un sistema dededucibles fiscal que a la fecha no ha concluido.4. Tan pronto se tengan el sistema a que nos referimos en lo punto 3 anterior, se procederá a laelaboración de la declaración complementaria respectiva.”Además, mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-26-2010 del 7 de enero de 2010 la Gerencia de Controlde Gestión de PEP proporcionó oficio núm. PEP-SAF-GRF-SC-SF-010-2010 del 6 de enero de 2010,con el cual la Subgerencia Fiscal de la Gerencia de Recursos Financieros comentó lo siguiente:“1. En base a lo observado por la Auditoría Superior de la Federación se procedió a revisar el cálculode los factores de actualización y se recalcularán conforme al art. 37, párrafo octavo, de la Ley delImpuesto sobre la Renta. (Anexo l)603

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 20082. Dichas factores se aplicaron a las depreciaciones históricas de las inversiones de los años 2006,2007 y 2008, para determinar la depreciación actualizada correspondiente.3. Por lo antes expuesto se anexan los siguientes documentos.- Anexo 2, resumen de costos, gastos e inversiones con la depreciación actualizada corregida.- Anexo 3, depreciación actualizada inversión 2006- Anexo 4, depreciación actualizada inversión 2007- Anexo 5, depreciación actualizada inversión 20084. La remisión a la Auditoría Superior de la Federación de la documentación antes aludida, es paralos comentarios que correspondan. Con fundamento en dichos comentarios, la entidad auditadaprocederá a presentar las declaraciones complementarias informativas respectivas.”Resultado 2Con motivo de la reunión de presentación de resultados finales y observaciones preliminares, laGerencia de Control de Gestión de PEP, mediante el oficio núm. PEP-SAF-GCG-26-2010 del 7 deenero de 2010, proporcionó el oficio núm. 203-21600-ROCH-II 2489-2009 del 31 de diciembre de2009, con el cual la Residencia de Obra del Contrato Chicontepec II informó lo siguiente:“En relación con el resultado que se contesta, nos permitimos señalar que las estimaciones sonelaboradas o derivadas de trabajos realizados o ejecutados al amparo de un contrato, situación queustedes pudieron constatar en la documentación que previamente les fue enviada para la atención deeste resultado, sin embargo atendiendo su solicitud le informamos que los ajustes de costos se derivande una solicitud realizada por los contratista como resultado del incremento o decrementos en losíndices nacionales de precios al consumidor que determina el Banco de México (INPC), la cual esrevisada y de proceder se emite un oficio de resolución el cual incluye un factor de ajuste y es aplicadoa todas estimaciones que entran dentro del periodo a que abarca el oficio de resolución, situación porla que en ningún caso una factura por ajuste de costos incluirá una estimación, en virtud de que elpago que se hará no corresponde a un trabajo realizado y que a las estimaciones que aplique, en suoportunidad como requisito de pago fue presentada acompañando a la factura la estimacióncorrespondiente, tal y como lo marca el procedimiento de ventanilla única.604

Sector Energía“Así mismo se informa que el documento denominado Resumen en ningún momento hace las vecesde estimación, simplemente es el resumen de todas las estimaciones consideradas en el oficio deresolución en turno.“Este pago no se puede considerar con número de estimación, ya que el importe a pagar NO afecta elmonto original del contrato, para estos casos son creadas unas líneas específicas en SAP, para cadaoficio de resolución.“Por lo que ponerle número de estimación a un pago de ajuste de costos, NO APLICA, sonidentificados estos pagos por el número de oficio de resolución y en su caso verificar la línea de SAP,con lo anterior consideramos dar por aclarada la observación por esa instancia fiscalizadora,sometiendo la misma a su análisis y valoración.”Además, mediante oficio núm. PEP-SAF-GCG-36-2010 del 8 de enero de 2010 la Gerencia de Controlde Gestión de PEP, proporcionó el oficio núm. AIB-CIC-DAC-0040-0014-2010 del 6 de enero de 2010con el cual el Departamento de Control de Obras de la Coordinación de Ingeniería y Construcción,S.B., informó lo siguiente:“Respecto a la observación ubicada en el Inciso A, párrafo 6 de la página 6 de 35 de la Cédula deResultados Finales de fecha 21 de diciembre de 2009, que textualmente dice ‘(…) Asi mismo, en elanexo de Certificación de Bienes y Servicios de la COPADE núm. 1000847390 del 29 de octubre de2008, de la estimación núm. 34 del 10 de septiembre de 2008 de ese mismo activo fijo, se presentaron1,481.4 miles de pesos que no coinciden con los registros contables en los EPEP del SAP R/3, lo quegeneró diferencias compensadas por 4.1 miles de pesos en dichos elementos de los activosregistrados en el documento núm. 5021384521 del 29 de octubre de 2008, en incumplimiento delartículo 242 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (…)’; leinformó de que, de acuerdo a la revisión efectuada conjuntamente con el personal de la Coordinaciónde Administración y Finanzas respecto a los registros contables de los elementos PEP en el sistemaSAP R/3, no se encontró diferencia compensada por 4.1 miles de pesos. De acuerdo a lo anterior sedocumenta evidencia de la correspondencia de registros en el sistema SAP R/3 contra el Anexo delCOPADE (Codificación de Pagos y Descuentos), para lo cual se adjuntan el Anexo COPADE de laestimación 34-Parcial y Pantallas SAP R/3 de las transacciones CJ74, CJ03 Y AS03.”Ahora bien, de acuerdo a la observación marcada con el Inciso A, párrafo 8 de la página 6 y 7 de 35 dela Cédula de Resultados Finales de fecha 21 de diciembre de 2009, que a la letra dice ‘(…) También,se observó que en las cédulas de costos de los activos fijos núms. 10600007993 y 10600008594, sedejaron de reconocer 860.3 miles de pesos, integrados de 708.4 miles de pesos que se cargaronindebidamente al EPEP P/150-D45-L454D61-7-1L-C, del activo fijo núm. 10600007993, pero605

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008correspondían al EPEP P/150-D45-L45FC-9-01-002, y 151.9 miles de pesos del activo fijo10600008594 pertenecientes al EPEP P/150-D8P-L45FC-9-02-001, lo que ocasionó que el importededucible por inversiones en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques dealmacenamiento, para el cálculo del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos del ejercicio 2008 fueraincorrecto, en incumplimiento de los artículos 242 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria y 254, fracción lll, de la Ley Federal de Derechos.La entidad fiscalizada informó ‘que como resultado de la reconfiguración del SAP R/3 se realizócambio de estructura de los EPEP, tal y como se muestra en la pantalla extraída del SAP R/3 endonde se puede observar que ambos EPEP corresponden a la misma obra’. Proporcionó la pantalla deSAP donde consta que el EPEP está con liga al activo fijo 10600007993. Sin embargo, PEP omitióinformar sobre el reconocimiento de los 860.3 miles de pesos en las cédulas de costos.(…)’. A efectode estar en condiciones de cotejar y confrontar la información en el sistema SAP/R3 resulta necesarioque la Auditoría Superior de la Federación proporcione la integración y desglose de los valores quecomprenden los 708.4 miles de pesos y los 151.9 miles de pesos.”Resultado 4Con motivo de la reunión de presentación de resultados y observaciones preliminares mediante oficionúm. PEP-SAF-GCG-1302-2009 de fecha 11 de diciembre de 2009 la Gerencia de Control de Gestiónde PEP, proporcionó escrito sin número y sin fecha de la Superintendencia de Consolidación medianteel cual informó lo siguiente:“Como bien indica la ASF, la función de modificar el Instructivo de Manejo de Cuentas de Balance yde Resultados y la Guía Contabilizadora corresponde a la Gerencia de Contabilidad de PetróleosMexicanos, por lo que nos comunicamos con la Subgerencia de Normatividad, dependiente de esaGerencia, para comentar esta observación y nos indicaron que está en trámite la autorización delcatálogo cuentas de la Institución, que incluye la actualización del Instructivo de Manejo de Cuentas deBalance y de Resultados y la Guía Contabilizadora correspondiente, el cual ya considera lacorrespondencia entre estos dos documentos.En cuanto recibamos la documentación autorizada, la haremos del conocimiento de la ASF.”606

Sector EnergíaVII.1.7.4.11. Perforación y Cementación de PozosAuditoría:08-1-18T4L-02-0297Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar la gestión financiera para verificar que los recursos devengados en trabajos de perforación yde cementación de pozos petroleros de las regiones marinas Noreste y Suroeste se incluyeron en elPrograma Anual de Inversiones; que contaron con la autorización presupuestal; que en los procesosde adjudicación se cumplió con las disposiciones legales y normativa aplicables; que se encuentrandebidamente justificados y soportados con los documentos originales respectivos; que el registropresupuestal y contable se efectuó conforme a la normativa en la materia.AlcanceUniverso Seleccionado:1,177,452.2 miles de pesosMuestra Auditada:679,612.1 miles de pesosSe revisó una muestra de 679,612.1 miles de pesos, que representó el 57.7% del universoseleccionado por 1,177,452.2 miles de pesos de los trabajos de perforación y cementación de pozos,ejecutados y pagados en el ejercicio de 2008, en las regiones marinas Noreste (Activos IntegralesCantarell y Ku-Maloob-Zaap) y Suroeste (Programa Estratégico de Gas), los cuales integran loscontratos multianuales núms. 423016806, por 5,144.7 miles de pesos; 423017806, por 68,760.5 milesde pesos; 423027810, por 70,849.7 miles de pesos, y el 423027826, por 534,857.2 miles de pesos, los607

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008que se adjudicaron a la empresa Halliburton de México, S. de R.L. de C.V., como se describe acontinuación:INTEGRACIÓN POR CONTRATO DE LA MUESTRA SELECCIONADADE PERFORACIÓN Y CEMENTACIÓN DE POZOS 2008(Miles de pesos)ContratoNúmeroFecha delContratoProyecto deInversiónImporte423016806 03-Abr-06 Programa Estratégico de Gas 5,144.7423017806 19-Jul-06 Cantarell, Ku-Maloob-Zaap yPrograma Estratégico de Gas68,760.5423027810 02-Jul-07 Cantarell y Ku-Maloob-Zaap 70,849.7423027826 28-Sep-07 Cantarell y Ku-Maloob-Zaap 534,857.2TOTAL 679,612.1FUENTE: Contratos Multianuales de Perforación y Cementación de Pozos , adjudicados a laempresa Halliburton de México, S. de R.L. de C.V., mediante el proceso deLicitación Pública Internacional.Áreas RevisadasLa Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos y las regiones marinas: Noreste (ActivosIntegrales Cantarell y Ku-Maloob-Zaap) y Suroeste (Programa Estratégico de Gas), adscritas a Pemex-Exploración y Producción.Procedimientos de Auditoría1. Evaluar el Control Interno establecido por la entidad fiscalizada para la adjudicación,formalización, administración, ejecución, seguimiento y pago de los servicios de perforación ycementación de pozos, a fin de determinar el cumplimiento de la Ley Federal de las EntidadesParaestatales, el Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Reglamentode la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y el Acuerdo por el que seestablecen las Normas Generales de Control Interno en el ámbito de la Administración PúblicaFederal, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 27 de septiembre de 2006, conreformas publicadas el 28 de marzo de 2007 y el 12 de mayo de 2008.608

Sector Energía2. Constatar que la entidad fiscalizada contó con los oficios de autorización del presupuesto original,modificado y ejercido, en cumplimiento de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria y la Ley General de Deuda Pública.3. Constatar que Pemex-Exploración y Producción (PEP) contó con el Programa Anual deInversiones y fue debidamente comunicado y liberado por la Dirección Corporativa de Finanzasde PEP, en cumplimiento del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria.4. Comprobar que PEP elaboró el Programa Anual de Obra Pública y que fue debidamenterevisado, autorizado y enviado a la Secretaría de Economía, en cumplimiento de la Ley de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas.5. Verificar que la adjudicación de los trabajos de perforación y cementación de pozos, se efectuóen cumplimiento de la Ley Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y lasPolíticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.6. Comprobar que los contratos relativos a los trabajos de perforación y cementación de pozos,contaron con la suficiencia presupuestal, descripción de los conceptos de obra a ejecutar, monto,plazos de entrega y forma de pago, garantías y finiquito, entre otros, de conformidad con la Leyde Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y las Políticas, Bases yLineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas dePetróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.7. Verificar que las modificaciones a los contratos de perforación y cementación de pozos seefectuaron conforme a la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas; a lasPolíticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales, así como a lacláusula "Modificaciones al Contrato" de los contratos respectivos.8. Constatar que PEP aplicó las penas convencionales en los casos de incumplimiento en los plazosde entrega de los trabajos de perforación y cementación de pozos, de conformidad con lascláusulas de los contratos.9. Constatar que los expedientes de los procedimientos de contratación de los trabajos deperforación y cementación de pozos fueron integrados con la documentación comprobatoria queestablece la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y las Políticas,609

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas dePetróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.10. Verificar que los trabajos de perforación y cementación de pozos se recibieron conforme a lasespecificaciones establecidas en el Manual de Procedimientos Administrativos en Materia deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y en los contratos respectivos.11. Comprobar que el soporte documental de los pagos realizados por PEP, por concepto de trabajosde perforación y cementación de pozos, cuentan con los requisitos señalados en la Ley Federalde Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, el Código Fiscal de la Federación, en el Manualde Procedimientos Administrativos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados conlas Mismas y en los contratos respectivos.12. Constatar que el registro contable de las operaciones se soportó con la documentaciónjustificativa y comprobatoria que ampara las operaciones, que se ajustó a las cuentas yconceptos incluidos en el Catálogo de Cuentas autorizado por la SHCP y en la GuíaContabilizadora de la entidad fiscalizada; asimismo verificar que el registro presupuestal de laserogaciones de perforación y cementación de pozos se efectuó conforme al Clasificador porObjeto del Gasto, en cumplimiento de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria, del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria ydel Código Fiscal de la Federación.Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1Sin ObservacionesCon el estudio del control interno establecido por PEP para la adjudicación, formalización,administración, ejecución, seguimiento y pago de los trabajos contratados de perforación ycementación de pozos petroleros, se comprobó que la entidad cuenta con los instrumentosnormativos siguientes:• Manual de Organización Básica de PEP, autorizado por la Subdirección de RecursosHumanos, Competitividad e Innovación de Petróleos Mexicanos el 27 de marzo de 2007,vigente en 2008.610

Sector Energía• Manual de Organización de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, autorizadopor la Subdirección de Recursos Humanos, Competitividad e Innovación de PetróleosMexicanos el 11 de marzo de 2005, vigente en 2008.• Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados conlas Mismas, autorizadas por el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos, en laSesión Ordinaria 783, mediante el acuerdo CA-260/2007 del 4 de diciembre de 2007, vigentesen 2008.• Manual de Procedimientos Administrativos en Materia de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas, autorizado por la Subdirección de Ingeniería y Desarrollo deObras Estratégicas, en febrero de 2007, vigente en 2008.• Normativa para la Aplicación de las Condiciones de Pago, emitida por la Dirección Corporativade Finanzas de Petróleos Mexicanos el 1 de marzo de 2000, vigente en 2008.Con la revisión de los anteriores instrumentos normativos, se constató que PEP cuenta con atributosbásicos de control para el logro de sus objetivos, metas y programas institucionales; todos contienenobjetivo general, marco jurídico, políticas y procedimientos específicos por área de responsabilidad,en cumplimiento de los artículos 59, fracción IX, de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, y15 del Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, así como 13, fracción III. terceranorma.- Implementar y/o actualizar actividades de control, del Acuerdo por el que se establecen lasNormas Generales de Control Interno en el ámbito de la Administración Pública Federal, publicado enel Diario Oficial de la Federación el 27 de septiembre de 2006, con reformas publicadas el 28 de marzode 2007 y el 12 de mayo de 2008.Resultado Núm. 2Sin ObservacionesEn relación con la normativa aplicable en materia de trabajos de perforación y cementación de pozos,se verificó que en cada uno de los contratos de la muestra (núms. 423016806, 423017806, 423027810y 423027826) se señala que “…el contrato se ejercerá a través de Órdenes de Trabajo, lascuales serán emitidas por la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP) de PEP, deconformidad con las necesidades técnicas del pozo del que se trate y las condicionesprevalecientes …”. Ello significa que los trabajos de perforación y cementación de pozos se realizaronde acuerdo con un tiempo y costo determinados, razón por la que no se elaboró un programa de obraespecífico para cada una de las órdenes, y las penas convencionales no se aplicaron sobre la611

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008ejecución de futuros trabajos, debido a que su realización fue inmediata y definitiva, en cumplimientode la autorización expresa girada por la Secretaría de la Función Pública mediante el oficio núm.UNAOPSPF/309/OP/0.-103/2004 del 16 de marzo de 2004, en el sentido de que las penalizacioneseconómicas que establece el artículo 58 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas, no pueden ser aplicadas a este tipo de contratos, por lo que esprocedente que en los contratos se establezcan únicamente penas convencionales por atraso en elinicio y en la interrupción de las órdenes de ejecución, por causas imputables al contratista.Resultado Núm. 3Sin ObservacionesCon el oficio circular núm. 340-A-I-079 del 12 de febrero de 2001, la Subsecretaría de Egresos de laSHCP informó a Petróleos Mexicanos (Pemex) y a sus Organismos Subsidiarios la distribución delpresupuesto original por unidad responsable y nivel de desagregación para los Proyectos deInfraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS). Cabe destacar que el presupuesto originalautorizado para el ejercicio de 2008 fue comunicado por la subsecretaría citada mediante el oficio num.307-A-2769 del 28 de diciembre de 2007, en cumplimiento del artículo 44, párrafo primero, de la LeyFederal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Por su parte, la Gerencia de Recursos de Inversión de PEP, con el oficio núm. GRI-018-2008 del 11 deenero de 2008, comunicó a las gerencias que integran la estructura organizacional de PEP ladistribución de su presupuesto original por proyecto de inversión, en cumplimiento del artículo 44,párrafos segundo y tercero, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.El presupuesto original para PEP se integró por 20 proyectos de inversión PIDIREGAS, de los cuales,los relativos a Cantarell, Ku-Maloob Zaap a cargo de la Región Marina Noreste y el ProgramaEstratégico de Gas administrado por la Región Marina Suroeste, relacionados con los contratosmultianuales núms. 423016806, 423017806, 423027810 y 423027826, que conforman la muestrarevisada, se verificó que la SHCP emitió el correspondiente oficio de autorización de inversión, encumplimiento de los artículos 18 de la Ley General de Deuda Pública y 32 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Resultado Núm. 4Sin ObservacionesCon la revisión del Programa Anual de Inversiones, se verificó que, mediante el oficio núm. DCF-SPP-0007/2008 del 3 de enero de 2008, la Subdirección de Programación y Presupuestación, perteneciente612

Sector Energíaa la Dirección Corporativa de Finanzas de Pemex, remitió a la Dirección General de PEP el oficio deliberación de inversiones, el cual contiene los programas y proyectos administrados por las regionesmarinas Noreste y Suroeste, entre los que se relacionan los relativos a Cantarell, Ku-Maloob Zaap y elPrograma Estratégico de Gas, entre otros, en cumplimiento del artículo 156, fracción II, delReglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.De igual forma, se comprobó que la Gerencia de Recursos Materiales, dependiente de la Subdirecciónde Administración y Finanzas de PEP, elaboró el “Programa Anual de Obra Pública de Pemex-Exploración y Producción para el 2008”, el cual, mediante el oficio núm. PEP-GRM-266/2008 del 31 demarzo de 2008, fue remitido a la Dirección de Promoción de Adquisiciones Nacionales de la Secretaríade Economía, en el que se consigna el total de obras a ejecutar, región, concepto, costo estimado,calendarización física y financiera, unidad responsable de su instrumentación, entidad federativa en laque se realizará la obra y fecha probable de inicio, entre otros, en cumplimiento de los artículos 21 y 22de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.Resultado Núm. 5Sin ObservacionesCon el análisis de los contratos multianuales núms. 423016806, 423017806, 423027810 y 423027826,que conforman la muestra seleccionada por un importe conjunto de 679,612.1 miles de pesos, seconstató que se celebraron a fin de que PEP contara con los servicios de perforación y cementaciónde pozos en las regiones marinas Noreste y Suroeste, los cuales se adjudicaron al contratistaHalliburton de México, S. de R.L. de C.V., por medio de igual número de Licitaciones PúblicasInternacionales celebradas bajo el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLC), encumplimiento de los artículos 27, fracción I, y 30, fracción II, inciso a), de la Ley de Obras Públicas yServicios Relacionados con las Mismas.Con la revisión de las solicitudes de contratación de los trabajos de perforación y cementación depozos que llevó a cabo la UPMP, se verificó que las áreas usuarias formularon las requisicionescorrespondientes, en las que se consignan datos tales como: fecha de elaboración, número dedocumento, área solicitante, precio estimado, fecha de inicio y término del contrato, características delservicio y firmas de autorización, entre otros; además, se contó con la justificación técnica,disponibilidad presupuestal y el requerimiento de los servicios, en cumplimiento del lineamiento III.2.“Programación de los Trabajos”, contenido en las Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios yEmpresas Filiales.613

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 6Sin ObservacionesCon el análisis de los cuatro contratos adjudicados por Licitación Pública Internacional bajo el TLC por679,612.1 miles de pesos, se verificó que en todos los casos se contó con la suficencia presupuestal yel dictamen de justificación con cargo a PIDIREGAS, en las convocatorias se indicó el lugar, fecha yhorario en que los interesados podían obtener las bases de licitación. Conviene señalar que dichasbases se publicaron en el Diario Oficial de la Federación y en el sistema de adquisición de bienes yservicios COMPRANET, en cumplimiento de los artículos 31 y 32 de Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas y de la Guía de Aplicación Carátula Presupuestal del 14 de junio de2005, aprobada por la Subgerencia de Administración y Finanzas, vigente en 2008.Asimismo, se verificó que la UPMP emitió las bases de las Licitaciones Públicas Internacionales en lasque se estableció la forma de acreditar la personalidad jurídica de los concursantes; fecha, hora y lugarde la junta de aclaraciones; descripción completa de cada una de las partidas que conformaron losservicios de perforación y cementación de pozos; la presentación y apertura de proposiciones técnicasy económicas; plazo y condiciones de entrega; el tipo y monto de las garantías; póliza de seguro delequipo de perforación y cementación, la fecha de comunicación del fallo y el objeto del contrato, entreotros, en cumplimiento de los artículos 31, fracciones II, III, IV, VII y XIII, y 33, fracciones II, IV , VII yVIII, de la Ley de Obras Publicas y Servicios Relacionados con las Mismas.También, se constató que la UPMP efectuó la presentación y apertura de las proposiciones de loslicitantes, con las actas de cada uno de los actos; asimismo se emitió el dictamen y el fallocorrespondientes, en los que se hace constar los argumentos que determinaron la propuesta aceptaday las causas por las que se desecharon las otras, de conformidad con los artículos 37, fracción III, 38,párrafo sexto, y 39, párrafo segundo, de Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con laMismas.Resultado Núm. 7Sin ObservacionesCon la revisión de los contratos núms. 423016806, 423017806, 423027810 y 423027826,correspondientes a trabajos de perforación y cementación de pozos ejecutados en las regionesmarinas Noreste y Suroeste, se constató que incluyen cláusulas sobre el otorgamiento de fianzas afavor de PEP para garantizar el cumplimiento de las condiciones pactadas, las cuales fueronentregadas por el contratista e integradas en cada uno de los expedientes, en cumplimiento de losartículos 48, fracción II, y 49, fracción II, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionadas con lasMismas.614

Sector EnergíaAsimismo, se verificó que en los contratos mencionados se consignó que para la ejecución de lostrabajos de perforación y cementación de pozos se contó con la autorización presupuestal de la SHCP,conforme a la inversión autorizada para proyectos PIDIREGAS, así como el monto y plazo del serviciode perforación y cementación de pozos, penas convencionales, condiciones de pago, ajustes decostos, y que la solicitud de los trabajos se efectuaría mediante Órdenes de Trabajo, de conformidadcon los artículos 46, fracciones I, III, IV, VII, VIII, IX y X, de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas, y con las cláusulas “Monto del Contrato”, “Plazo de Ejecución”, “PenasConvencionales”, “Forma de Pago” y “Ajuste de Costos”, de los respectivos contratos.Resultado Núm. 8Sin ObservacionesCon la revisión del contrato multianual núm. 423016806, adjudicado el 3 de abril de 2006 al contratistaHalliburton de México, S. de R.L. de C.V., a fin de llevar a cabo los trabajos de cementación enpozos petroleros de las regiones marinas Noreste y Suroeste, por un importe total erogado en 2008de 5,144.7 miles de pesos, se verificó que las 222 partidas consignadas se concluirían el 30 deseptiembre de 2007, pero debido a la inclusión en primera instancia de 21 partidas extraordinarias yposteriormente de otras 7, dicho contrato fue modificado el 15 de diciembre de 2006 y el 31 de julio de2007, respectivamente, para llegar a un total de 250 partidas, en cumplimiento del artículo 59, párrafooctavo, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con la Mismas y de la cláusula DécimaCuarta “Modificaciones al Contrato”, del contrato celebrado entre ambas partes.Resultado Núm. 9 Observación Núm. 1Con la revisión del contrato núm. 423016806 adjudicado a la empresa Halliburton de México, S. deR.L. de C.V., se verificó que de las 250 partidas que lo conformaron, la identificada con el número34.8, relacionada con “Trabajos de colocación de tapones por circulación con herramienta BHKA de 5½ pulgadas hasta 160 º C”, no fue incluida en los dos convenios modificatorios de diciembre de 2006y julio de 2007, trabajos que se efectuaron el 29 de enero y 16 de marzo de 2007, en el pozo Sinan52, localizado en la plataforma Usumacinta de la Región Marina Suroeste de PEP, los cuales sedocumentaron con las facturas del contratista núms. CC-32991 y 32992, ambas del 22 de abril de2008, mismas que fueron liquidadas por la entidad fiscalizada en abril del último año referido, por unmonto conjunto de 1,247.6 miles de pesos.615

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008En lo anterior, se observó que la entidad fiscalizada elaboró el Dictamen Técnico del 19 de noviembrede 2007, en el que señaló que el pago de dicha partida se efectuó debido a las contingencias ocurridasdurante el proceso de construcción del pozo, las cuales no son programables pero llegan a formarparte de los contratos; sin embargo, el dictamen en cuestión se formuló con 236 días de atraso enlugar de los 30 días, pese a que se contó oportunamente con el “Análisis de precios unitarios”, lo quecontravino el lineamiento III.16 “Modificaciones a los Contratos”, contenido en las Políticas, Bases yLineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas de PetróleosMexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales, así como en la cláusula Décima Tercera“Trabajos por Cantidades Adicionales o por Conceptos no Previstos en el Catálogo de Conceptos” delcontrato celebrado entre ambas partes, en donde se establece que el área responsable de lacontratación, a partir de la presentación de la información y el análisis de los precios unitariosextraordinarios, contará con otros 30 días naturales para llevar a cabo su revisión, conciliación yautorización, los cuales deberán quedar incluidos en el contrato a través del convenio correspondiente.A fin de regularizar el hecho de no haber incluido en el contrato original y convenios modificatorios lapartida extraordinaria núm. 34.8, se constató que el 6 de marzo de 2008 la entidad fiscalizada formulóel Convenio de finiquito, en el cual se consignó la inclusión de la mencionada partida.Al respecto, mediante la nota informativa núm. SSPC-CRCSO-1091-2009 del 17 de noviembre de2009, la entidad fiscalizada informó que el desfase de la inclusión de la partida extraordinaria 34.8 enel convenio se originó por el alto costo ofertado por la empresa Halliburton, S. de R.L. de C.V., la cualdurante el proceso de conciliación se mostró inflexible a las negociaciones realizadas, debido a que esla poseedora de la patente de la herramienta utilizada en la ejecución de los trabajos extraordinarios.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0297-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II; 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex-Exploración y Producción implemente mecanismos para que, en losubsecuente, incluya de manera oportuna en los convenios modificatorios relativos a trabajos deperforación y cementación de pozos, las partidas extraordinarias derivadas de las contingenciasocurridas durante el proceso de construcción de pozos, en cumplimiento del lineamiento III.16"Modificaciones a los Contratos" contenido en las Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras616

Sector EnergíaPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiariosy Empresas Filiales, así como de la cláusula Décima Tercera "Trabajos por Cantidades Adicionales opor Conceptos no Previstos en el Catálogo de Conceptos", de los contratos celebrados entre ambaspartes.Pemex- Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionesque estime pertinentes.Resultado Núm. 10Sin ObservacionesCon la revisión de las Estimaciones, Órdenes de Trabajo y las Certificaciones de Obra de enero adiciembre de 2008, se verificó que la UPMP aplicó penalizaciones en los contratos 423027810 y423027826 al contratista Halliburton de México, S. de R.L. de C.V., por un importe conjunto de 4,319.5miles de pesos, debido a los desfases incurridos en los trabajos de perforación y cementación depozos, de conformidad con la cláusula “Penas Convencionales” incluida en los respectivos contratosde perforación y cementación de pozos.Resultado Núm. 11Sin ObservacionesEn la revisión de los cuatro expedientes de Licitaciones Públicas Internacionales celebradas bajo elTLC que corresponden a los contratos de la muestra seleccionada, se observó que contienen ladocumentación comprobatoria en forma ordenada, desde la requisición de las áreas solicitantes de lostrabajos, autorización de suficiencia presupuestal, bases, convocatorias, recibos de venta de bases,propuestas del contratista, actas de aclaración de bases, apertura de propuestas y fallo, propuestastécnicas y económicas, cuadros comparativos, dictámenes técnicos e información general de loslicitantes hasta la formalización de la contratación de los trabajos de perforación y cementación depozos, en cumplimiento de los artículos 30, 31, 32, 36, 37, 39 y 74, párrafo tercero, de la Ley de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas y el Apartado III.34 “Informes” de las Políticas,Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.617

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 12Sin ObservacionesEn relación con la entrega de los trabajos revisados de perforación y cementación de pozoscontratados por la entidad fiscalizada a la empresa Halliburton, S. de R.L. de C.V., por los 679,612.1miles de pesos de la muestra, se constató que la UPMP recibió en las regiones marinas Noreste ySuroeste los trabajos requeridos mediante las Órdenes de Trabajo, las cuales se ejecutaron conformese evidencia en los documentos denominados “Boleta de Campo”, “Certificación de los Trabajos” y“Especificaciones Generales y Particulares del Proyecto”, en los que se consignan datos tales como:costo estimado, periodo del trabajo efectuado, actividades ejecutadas, pozo en el que se ejecutaronlos trabajos de perforación o cementación, número de contrato, proveedor, tipo de equipo, así comonombre y firma del representante del contratista y del supervisor/residente de obra, de conformidadcon el Procedimiento Administrativo para el Control de Obras y Servicios, contenido en el Manual deProcedimientos Administrativos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas, autorizado por la Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas, en febrerode 2007, vigente en 2008 y los Apartados “Órdenes de Trabajo”, “Boleta de Campo” y “Certificaciónde los Trabajos”, incluidos en el Anexo Especificaciones Generales y Particulares del Proyecto de loscorrespondientes contratos.Resultado Núm. 13Sin ObservacionesCon la revisión del pago por 679,612.1 miles de pesos, correspondientes a la muestra seleccionada delos trabajos de perforación y cementación de pozos, se verificó que las regiones marinas Noreste ySuroeste efectuaron dicha liquidación al contratista Halliburton, S. de R.L. de C.V., mediantetransferencias electrónicas en las cuentas bancarias correspondientes, las cuales contaron con lasiguiente documentación soporte: facturas, estimaciones, órdenes de trabajo, certificación de lostrabajos, generadores de obra y validación de la unidad operativa de los trabajos ejecutados por elcontratista, en cumplimiento de los artículos 89 de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria, 29 y 29-A del Código Fiscal de la Federación, de los numerales IV “LineamientosGenerales” y V “Condiciones de Pago”, contenidos en la Normatividad para la Aplicación de lasCondiciones de Pago, emitidas por la Dirección Corporativa de Finanzas de Pemex en marzo de 2000,vigente para el ejercicio 2008; el Procedimiento Administrativo para la Elaboración y Trámite deGeneradores de Obra, contenido en el Manual de Procedimientos Administrativos en Materia de ObrasPúblicas y Servicios Relacionados con las Mismas, autorizado por la Subdirección de Ingeniería yDesarrollo de Obras Estratégicas, en febrero de 2007, vigente en 2008 y la cláusula “Condiciones dePago”, incluida en los contratos celebrados entre ambas partes.618

Sector EnergíaResultado Núm. 14Sin ObservacionesEn relación con el registro contable de los 679,612.1 miles de pesos de la muestra revisada, seobservó que los trabajos de perforación y cementación de pozos se registraron con cargo en lascuentas 6207 “Gastos de Proyectos Capitalizables”, 1212 “IVA por Acreditar”, con abono en lascuentas 1102 “Caja y Bancos”, y 2109 “Proveedores Extranjeros”, como lo establece el Catálogo deCuentas e Instructivo para el Manejo de Cuentas de Balance y Resultados en el sistema SAP,autorizado por la SHCP el 22 de junio de 2006 y vigente en 2008, en cumplimiento del artículo 96 de laLey Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Por su parte, las afectaciones presupuestales se registraron por cada centro gestor de acuerdo a lasposiciones financieras, establecidas en el Catálogo de Posiciones Financieras para Aplicación en SAP,autorizado por la Dirección Corporativa de Finanzas de Petróleos Mexicanos mediante los oficios deactualización núms. VIN-001, 002, 004, 005, 007, 008 y 009/2008, de diferentes fechas de 2008; asícomo en los capítulos y conceptos de gasto correspondientes, de acuerdo con el artículo 64, fracciónII, del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y el Acuerdo porel que se expide el Clasificador por Objeto del Gasto para la Administración Pública Federal, publicadoen el Diario Oficial de la Federación del 13 de octubre de 2000, el cual entró en vigor a partir del díasiguiente de su publicación; con reformas publicadas el 29 de marzo de 2006, el 11 de enero de 2007y el 1 de febrero de 2008, y estuvo vigente en el ejercicio de 2008.Los registros se soportaron con documentación justificativa y comprobatoria que ampara lasoperaciones, como contratos, facturas, estimaciones, generador de obra, autorización de pago y elformato “Aceptación de Bienes y Servicios”, en cumplimiento de los artículos 89, párrafo primero, de laLey Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, así como 241, párrafo primero, y 261,párrafo primero, del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.Asimismo, se verificó que las facturas cumplieron con los requisitos que establecen los artículos 29 y29-A del Código Fiscal de la Federación.Resumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 1 observación(es) que generó(aron) 1 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 1 a Recomendación(es).619

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex-Exploración y Producción, en relación con la“Perforación y Cementación de Pozos”, cuyo objetivo consistió en fiscalizar la gestión financiera paraverificar que los recursos devengados en trabajos de perforación y de cementación de pozospetroleros de la Región Marina Noreste se incluyeron en el Programa Anual de Inversiones; quecontaron con la autorización presupuestal; que en los procesos de adjudicación se cumplió con lasdisposiciones legales y normativa aplicables; que se encuentran debidamente justificados y soportadoscon los documentos originales respectivos; que el registro presupuestal y contable se efectuóconforme a la normativa en la materia, se determinó fiscalizar un monto de 679,612.1 miles de pesos,que representa el 57.7 % de los 1,177,452.2 miles de pesos reportados en la Cuenta Pública 2008.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable, atendiendo a los ordenamientos legales, las disposiciones normativasaplicables a la naturaleza de las operaciones revisadas y a la normativa institucional para lafiscalización de la gestión gubernamental, las cuales requieren que la auditoría sea planeada ydesarrollada de tal manera que permita obtener una seguridad razonable de que lo revisado, deacuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, no presenta errores importantes. Esta auditoría seejecutó mediante pruebas selectivas que se estimaron necesarias. En consecuencia, existe una baserazonable para sustentar la opinión que se refiere sólo a la muestra de las operaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex-Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesa la presupuestación, administración, autorización, contratación, seguimiento, recepción y pago de lostrabajos de perforación y cementación de pozos, así como del registro contable y presupuestal,respecto de las operaciones examinadas.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.620

Sector EnergíaVII.1.7.4.12. Proyecto de Exploración y Explotación en Aguas ProfundasAuditoría:08-1-18T4L-02-0476Criterios de SelecciónEsta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en laNormativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizadaen la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización de la Cuenta Pública 2008,considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización.ObjetivoFiscalizar los estudios y proyecciones financieras previstas para la exploración y explotación de lasreservas establecidas en Aguas Profundas, con la finalidad de verificar que se hayan determinado deacuerdo con las condiciones geofísicas y tecnológicas disponibles y confirmar la factibilidadeconómica de su aplicación; comprobar que los resultados obtenidos correspondan con losproyectados, y en su caso, evaluar las desviaciones y efectos sobre la rentabilidad de las inversiones;asimismo, constatar que la cuantificación de las reservas probadas se haya realizado de acuerdo conlas normas internacionales establecidas al respecto.AlcanceUniverso Seleccionado:1,413,166.6 miles de pesosMuestra Auditada:1,413,166.6 miles de pesosPara realizar la auditoría se revisaron los contratos núms. 420407838, 421006823 y 423057610,adjudicados para trabajos de exploración en aguas profundas, con un importe contratado en conjuntode 343,908.5 miles de dólares, y del cual se ejerció en 2008 un importe de 1,413,166.6 miles de pesos.También, se fiscalizaron los estudios denominados Análisis Costo – Beneficio del “Proyecto IntegralCantarell” (incluye los proyectos exploratorios de aguas profundas: Área Perdido, Golfo de México Sury Golfo de México “B”), y “Proyecto Integral Lakach-PIDIREGAS”, por un importe total estimado deinversión para cada proyecto de 974,482,867.8 miles de pesos y 18,547,049.6 miles de pesos,621

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008respectivamente, así como el cumplimiento de las características y especificaciones solicitadas de 56contratos de obra pública por un importe ejercido de 107,287.4 miles de pesos, registradas en elrenglón del gasto 314 “Servicios de Apoyo a la Perforación”.La integración de la muestra se detalla a continuación:INTEGRACIÓN DE LA MUESTRA POR CONTRATOTipo deAdjudicaciónContratoFecha deContratoPeriodo de EjecuciónFecha deInicioFecha deTerminoImportecontratado(miles dedólares)Monto total facturadoen 2008(miles de Conversióndólares) (miles depesos)Contratista: Mexdrill Offshore, S. de R.L. de C.V. – ArrendamientoL.P.I. ConTratados421006823 16/11/06 10/08/2007 25/02/2010 322,020.0 109,565.7 1,245,372.0Contratista: Vetco Gray de México, S.A. de C.V. - Adjudicación de BienesDirecta "ITS" -Art. 41, frac. I423057610 22/02/08 22/02/2008 20/02/2010 8,752.8 2,547.4 27,087.1Contratista: Electromagnetic Geoservices ASA – Estudios de exploraciónDirecta -Art. 42, frac. I420407838 14/12/07 17/12/2007 31/08/2008 13,135.7 13,135.7 140,707.5Total 343,908.5 125,248.8 1,413,166.6Fuente: Expedientes de Contratos de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS), yel Proceso Integral de Contratación y Suministros (PICS), referente al seguimiento y control de loscontratos y pedidos en Pemex Exploración y Producción.INTEGRACIÓN DE LA MUESTRA POR EL COSTO TOTAL DEL PROYECTO DE INVERSIÓNProyectoIntegral CanterellIntegral Lakach-PIDIREGASPeriodo del ProyectoClave del Proyecto enCarteraImporte enmiles de pesos2008- 2026 020 96 020 974,482,867.82008 - 2022 0718TZZ0001 18,547,049.6Total 993,029,917.4Fuente: Estudios denominados Análisis Costo-Beneficio, de agosto de 2007, registrados y autorizados por laSecretaría de Hacienda y Crédito Público.622

Sector EnergíaÁreas RevisadasLas subdirecciones de Planeación y Evaluación; Técnica de Exploración (sede México y sedeVillahermosa Tabasco); de las regiones marinas Suroeste (SRMSO) y Noreste (SRMNE), y de laUnidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, todas adscritas a la Dirección General de PemexExploración y Producción (PEP).AntecedentesDe acuerdo con la terminología aplicada en Petróleos mexicanos (PEMEX), a los tirantes de aguamayores a 500 metros (distancia que existe entre la superficie del agua hasta el lecho marino), se lesdenomina aguas profundas; al respecto, la Cuenca del Golfo de México Profundo se ubica en tirantesde aguas superiores a 500 metros, y cubre una zona aproximada de 575,000 kilómetros cuadrados. Al31 de diciembre de 2007, la entidad fiscalizada identificó nueve provincias geológicas, distribuidas entres proyectos exploratorios: Golfo de México “B”, Golfo de México Sur y Área Perdido, los cuales seencuentran avalados por el Proyecto Integral Cantarell, es decir, son cubiertos con recursosPIDIREGAS, autorizados para el proyecto Cantarell, respaldados en los ingresos que genera dichomacroproyecto.Los estudios geoquímicos realizados, así como las manifestaciones superficiales de hidrocarburos y elmuestreo del fondo marino indican que en los tres proyectos exploratorios mencionados, los tipos dehidrocarburos que se espera encontrar son aceite y gas no asociado.Cabe destacar que de los tres proyectos exploratorios sobresale la perforación de pozos en el proyectoGolfo de México “B” que inició en el año de 2004, donde al 31 de diciembre de 2007 se han perforadocon éxito los pozos exploratorios: Nab-1, que resultó productor de aceite pesado, y Noxal-1, Lakach-1y Lalail-1, productores de gas no asociado. Estos pozos en conjunto incorporaron una reserva total, al31 de diciembre de 2007 de 520.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.Los estudios realizados en la cuenca del Golfo de México “B” en donde se ubican los tres proyectosexploratorios de aguas profundas indican que es la de mayor potencial petrolero, al estimarse unrecurso prospectivo medio de 29,500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo querepresenta el 54.8% del recurso total del país, el cual asciende a 53,800 millones de barriles depetróleo crudo equivalente.623

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Del total del recurso prospectivo estimado en esta cuenca, al 31 de diciembre de 2007, se teníandocumentados 8,513 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, registrados en 135oportunidades exploratorias, lo que representa el 28.9% del potencial; del 71.1% restante estápendiente de documentar y probar las nuevas localizaciones.Procedimientos de Auditoría1. Evaluar el control interno establecido por la entidad fiscalizada para la elaboración y presentaciónde los análisis costo - beneficio de los proyectos de inversión, relacionados con los trabajos enaguas profundas, en cumplimiento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, delReglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, y del Acuerdo por el que seestablecen las Normas generales de control interno en el ámbito de la Administración PúblicaFederal, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 27 de septiembre de 2006, conreformas publicadas el 28 de marzo de 2007 y el 12 de mayo de 2008, vigente en el ejerciciofiscal de 2008.2. Verificar que los proyectos para la exploración y explotación de yacimientos, ubicados en aguasprofundas, se determinaron de acuerdo con las condiciones geofísicas y tecnológicas disponibles;asimismo, que se llevó a cabo su registro y autorización ante la Secretaría de Hacienda y CréditoPúblico (SHCP), en cumplimiento del Manual de Normas Presupuestarias para la AdministraciónPública Federal, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 21 de diciembre de 2004 y losLineamientos para la Elaboración y Presentación de los Análisis Costo y Beneficio y Proyectos deInversión, emitidos por la SHCP, mediante el oficio núm. 400.1.410.05.064 del 20 de diciembre de2005.3. Constatar la asignación del presupuesto a cada proyecto y que éste se encuentre con laautorización correspondiente, de conformidad con la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, con el Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria; con el Decreto de Presupuesto de Egresos de la Federación para elEjercicio Fiscal de 2003, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 30 de diciembre de2002 y del Decreto de Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2008,publicado en el Diario Oficial de la Federación el 11 de diciembre de 2007.4. Verificar que en los estudios de rentabilidad para la exploración y explotación de yacimientos enaguas profundas, se consideró una Tasa Interna de Retorno (TIR), acorde con las circunstanciasreales y con las características de operación, experiencia y tecnología; asimismo, comprobar que624

Sector Energíalos resultados obtenidos correspondan con los proyectados y, en su caso, evaluar lasdesviaciones y efectos sobre la rentabilidad de las inversiones, en cumplimiento de la Ley dePlaneación, de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales y su reglamento, y de losLineamientos para la Elaboración y Presentación de los Análisis Costo y Beneficio y Proyectos deInversión.5. Comprobar que la cuantificación de las reservas probadas se realizó de conformidad con loslineamientos internacionales establecidos por la Security and Exchange Commission (SEC),publicados en el año de 2001 por la Society of Petroleum Engineers y los Lineamientos para laEstimación y Clasificación de las Reservas de Hidrocarburos.6. Verificar que antes de la celebración del proceso de adjudicación de los contratos seleccionados,relacionados con los trabajos en aguas profundas, la entidad fiscalizada contó con disponibilidady autorización presupuestal, de conformidad con la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria; la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del SectorPúblico, y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionadas con las Mismas.7. Constatar que en los procedimientos de adjudicación de los contratos seleccionados, la entidadfiscalizada observó lo establecido en la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios delSector Público, Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, así como elReglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público, y elReglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.8. Verificar que los contratos se encuentren debidamente formalizados y sean congruentes con losrequisitos establecidos en las Memorias Justificativas y que se elaboraron de conformidad con lasleyes de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector público; de Obras Públicas yServicios Relacionados con las Mismas, y sus reglamentos.9. Verificar que los bienes y servicios facturados y pagados correspondieron con los contratados yque se recibieron realmente, en cumplimiento de las leyes de Adquisiciones, Arrendamientos yServicios del Sector Público; de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas; susreglamentos, del Código Fiscal de la Federación, de las cláusulas establecidas en los propioscontratos y de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.10. Comprobar que las erogaciones realizadas se encuentran clasificadas y registradas contable ypresupuestalmente, conforme a la Matriz Contable-Presupuestal de la entidad fiscalizada, encumplimiento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y el Reglamentosde la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.625

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultados, Observaciones y Acciones PromovidasResultado Núm. 1 Observación Núm. 1Con el estudio y evaluación del control interno del proceso para la elaboración de los Proyectos deInversión y de los documentos denominados Análisis Costo-Beneficio, se determinó que la entidadfiscalizada no cuenta con los manuales de procedimientos, políticas y lineamientos internos queestablezcan una adecuada segregación de funciones y delimitación de responsabilidades en losprocesos que intervienen, ni los criterios, actividades, formatos y procedimientos que permitanestandarizar el proceso, y garantizar el cumplimiento de los Lineamientos para la Elaboración yPresentación de los Análisis Costo y Beneficio y Proyectos de Inversión emitidos por la SHCP, encontravención de los artículos 59, fracciones IV y IX, de la Ley Federal de las Entidades Paraestatalesy 15 de su reglamento, así como de los artículos 3, 9, fracción III, 10, fracciones II y V, y 13, fracciónIII, Tercera Norma del Acuerdo por el que se establecen las Normas generales de control interno en elámbito de la Administración Pública Federal. Cabe aclarar que con la finalidad de regularizar estasituación, la entidad fiscalizada se encuentra en proceso de revisión y registro de los "Lineamientospara la Documentación del Portafolio de Proyectos de Inversión 2009" y el "Proyecto Administrativopara la Documentación del Portafolio de Proyectos de Pemex Exploración y Producción".Con motivo de la reunión de resultados finales, la entidad remitió copia del “ProcedimientoAdministrativo para la Documentación del Portafolio de Proyectos de Pemex Exploración yProducción”, el cual se encuentra en etapa de revisión de las áreas de la Subdirección de Planeación yEvaluación, para su posterior registro, por lo que la observación prevalece.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0476-01-001RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca los manuales, políticas o lineamientos,que contengan la segregación de las funciones y delimitación de responsabilidades en los procesosque intervienen para la elaboración de los proyectos de inversión, así como criterios, actividades,formatos y procedimientos que permitan estandarizar el proceso, y garantizar el cumplimiento de losLineamientos para la Elaboración y Presentación de los Análisis Costo y Beneficio y Proyectos de626

Sector EnergíaInversión, de conformidad con los artículos 59, fracciones IV y IX, de la Ley Federal de las EntidadesParaestatales y 15 de su reglamento, así como 3, 9, fracción III, 10, fracciones II y V, y 13, fracción III,Tercera Norma del Acuerdo por el que se establecen las Normas generales de control interno en elámbito de la Administración Pública Federal.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Resultado Núm. 2Sin ObservacionesDebido a las restricciones presupuestales y a la alta carga impositiva que se le ha establecido aPemex Exploración y Producción, esa entidad no ha asignado recursos presupuestales suficientespara cubrir los costos que representa llevar a cabo trabajos de exploración en aguas profundas; debidoa lo anterior la entidad fiscalizada ha adoptado un esquema mediante el cual se utilizan recursosasignados originalmente al proyecto Cantarell, provenientes de los financiamientos para cubrir el costode diversos trabajos y estudios exploratorios, incluyendo los realizados en tirantes de agua superioresa 500 metros; lo anterior se realiza al incorporar al proyecto Cantarell, los proyectos de exploración deotras regiones, entre los que se encuentran Proyecto Área Perdido, Proyecto Golfo de México Sur,Proyecto Campeche Poniente; Proyecto Coatzacoalcos y Proyecto Golfo de México “B”.Al respecto, se detectó que la entidad fiscalizada utilizó el proyecto de inversión Cantarell como avalpara destinar recursos determinados para Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo(PIDIREGAS) a proyectos exploratorios en aguas profundas, que del ejercicio 2004 al 2008 asciendena 10,130,757.8 miles de pesos, de los cuales 937,259.3 miles de pesos correspondieron al proyectoexploratorio Área Perdido, 7,058,868.4 miles de pesos al proyecto Golfo de México “B”, y 2,134,630.1miles de pesos al proyecto Golfo de México Sur, como se detalla a continuación:627

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Inversión PIDIREGAS y Programable 2004 a 2008 a través delProyecto Aval Cantarell(Miles de Pesos)Área Perdido Golfo de México “B” Golfo de México SurProyecto de Exploración /Renglón del Gasto 2004-2004-2008 2004-2007 2008200820072007TOTAL301 Sueldos, salarios y 8,122.3 6,180.1 77,326.1 43,719.0 14,499.3 12,914.4 162,761.2prestaciones de inversión302 Adquisición de0.0 0.0 309,169.3 148,865.1 45,575.9 0.0 503,610.3materiales de inversión304 Trabajos diversos y 670,057.4 0.0 729,625.0 0.0 216,180.6 0.0 1,615,863.0estudios de exploración307 Estudios exploratorios 34,458.0 0.0 41,448.9 0.0 0.0 0.0 75,906.9realizados por el I.M.P.308 Investigación y2,575.6 0.0 22,015.1 54,953.2 3,300.5 0.0 82,844.4desarrollo realizados porel I.M.P.309 Investigación y 83,284.6 72,966.1 983,477.1 641,826.9 301,045.6 1,266,032.9 3,348,633.2desarrollo realizados porterceros310 Rehabilitación,1,438.5 0.0 35,384.6 4,499.4 972.6 0.0 42,295.1modificación yreacondicionamiento porcontrato314 Servicios de apoyo a 0.0 0.0 318,300.9 536,285.1 74,243.8 0.0 928,829.8la perforación316 Transporte por0.0 0.0 132,787.1 0.0 29,603.9 0.0 162,391.0contrato de materiales yequipo318 Adquisición de bienes 4,480.5 0.0 16,672.3 2,962.9 0.0 1,502.0 25,617.7muebles e inmuebles325 Otros egresos de 21,512.9 0.0 155,723.8 57,092.6 45.2 1,174.8 235,549.3inversión328 Arrendamientos 9,771.1 0.0 368,359.1 2,256,654.7 133,906.6 0.0 2,768,691.5varios de inversión329 Viáticos y gastos de 4,800.8 52.1 5,253.8 6,709.1 1,144.2 3,212.1 21,172.1viaje de personal deinversión332 Pagos de previsión 1,501.7 2,811.7 12,423.5 12,223.4 6,629.8 3,700.7 39,290.8social a personal deinversión333 Incentivos y9,234.8 1,570.4 26,583.5 25,574.2 6,201.1 11,758.9 80,922.9compensaciones alpersonal de inversión336 Absorción de2,293.8 146.9 31,203.1 1,749.6 402.9 582.3 36,378.6impuestos sobre nóminasde personal de inversiónTotal 853,532.0 83,727.3 3,265,753.2 3,793,115.2 833,752.0 1,300,878.1 10,130,757.8Fuente: Gasto reportado por renglón del gasto de los trabajos realizados en aguas profundas, por la Gerenciade Recursos de Inversión de la Subdirección de Planeación y Evaluación de Pemex Exploración yProducción.Con lo anterior, la entidad fiscalizada utilizó recursos financiados y destinados originalmente alproyecto Cantarell para cubrir la exploración en aguas profundas, sin embargo esta situación fueautorizada por la Cámara de Diputados en el Presupuesto de Egresos de la Federación 2003, Anexo628

Sector Energía“A”, sección “Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS)” de PetróleosMexicanos Consolidado, que indica que debido al ritmo de extracción de hidrocarburos que harequerido el país, tanto para el mercado interno de petrolíferos como de gas y sus derivados, así comopara la exportación de crudo, y en virtud de que no se ha podido destinar inversión exploratoria a lasoportunidades detectadas a la fecha, básicamente por restricciones presupuestales, surge lanecesidad de invertir en proyectos exploratorios e incorporar nuevas reservas para el futuro.En ese contexto, en el PEF de 2003 se estableció que la alternativa mas conveniente para el Estado yPemex Exploración y Producción es que los proyectos de explotación más importantes y productivos,repongan parte de la producción ya extraída y por extraer, mediante la incorporación de reservas conla ejecución de proyectos exploratorios, por lo que el proyecto Cantarell financiará la exploración en elMéxico profundo, en tirantes de agua mayores de 200 metros, ya que ésta es una de las pocas áreasdel territorio nacional que no ha sido totalmente explorada a la fecha. Los proyectos en cuestión sonÁrea Perdido, Golfo de México sur, Golfo México B, Coatzacoalcos y Campeche Poniente, los cualesrequieren, en un horizonte acotado a cinco años, de una inversión de 2,487,300.0 miles de dólares ycon los que se pretende incorporar reservas por 2,175 millones de barriles de petróleo crudoequivalente. Sin embargo, se precisa que los proyectos exploratorios de Evaluación del PotencialPetrolero (primera etapa de la cadena de valor de la industria petrolera), requieren de tiempo demaduración mayor de cinco años para definir el verdadero potencial de las reservas.Resultado Núm. 3Sin ObservacionesAdicionalmente al presupuesto ejercido en los tres proyectos exploratorios, cubiertos con recursosasignados al Proyecto Integral Cantarell, la Dirección General de Programación y Presupuesto de laSecretaría de Energía, mediante el oficio de inversión financiada directa número DGPP-411-OIFD-006-2008 del 28 de marzo de 2008, autorizó a Petróleos Mexicanos para llevar a cabo el proyecto deinfraestructura productiva de largo plazo, con impacto diferido en el registro del gasto, identificado conel número 43 PEP, denominado “Integral Lakach - PIDIREGAS” bajo el esquema de inversiónfinanciada directa, el cual fue dictaminado favorablemente por la Comisión Intersecretarial de GastoFinanciamiento, en su acuerdo 07-XVI-3 del 20 de agosto de 2007; asimismo, de conformidad con elTomo V del Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2008, dicho proyecto fueaprobado por la H. Cámara de Diputados, con un presupuesto de 14,575,803.6 miles de pesos, en unhorizonte de 2008 a 2012, en cumplimiento de los artículos 32 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria; 53, 156, fracción III, 156-A, 157 y 198 del Reglamento de la Ley Federalde Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.629

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 4Sin ObservacionesCon el análisis de los documentos denominados Análisis Costo - Beneficio de los Proyectos IntegralCantarell, que incluyen como proyecto aval los proyectos exploratorios: Golfo de México “B”, Golfo deMéxico Sur y Área Perdido, e Integral Lakach- PIDIREGAS, ambos de agosto de 2007, se comprobóque fueron enviados mediante el Módulo de Cartera del sistema del Proceso Integral de Programacióny Presupuesto (PIPP) para su aceptación y registro por la Secretaría de Hacienda y Crédito Públicocomo Programas de Proyecto de Inversión (PPI), como se indica a continuación: el primer proyecto,con núm. de solicitud 22535 y clave de cartera: 020 96 020, y el segundo proyecto, con núm. desolicitud 22838 y con clave de cartera: 0718TZZ0001; asimismo, se constató que fueron difundidos pormedios electrónicos mediante la página de Internet de la Subsecretaría de Egresos de la SHCP, encumplimiento de los artículos 72, 76, fracción II, 108 y 139 del Manual de Normas Presupuestariaspara la Administración Pública Federal, y los Lineamientos para la Elaboración y Presentación de losAnálisis Costo y Beneficio y Proyectos de Inversión, vigentes en el periodo de elaboración.Resultado Núm. 5Sin ObservacionesCon la evaluación de los documentos Análisis Costo - Beneficio del Proyecto Integral Cantarell, yProyecto Integral Lakach- PIDIREGAS, se conoció que incluyen los apartados: resumen ejecutivo, lasituación sin proyecto y posibles soluciones, descripción del proyecto, situación con proyecto,evaluación económica del proyecto, análisis de sensibilidad y riesgos, y un apartado de conclusiones;al respecto, se comprobó que en dichos documentos se establecen y sustentan las acciones paracumplir con los requisitos técnicos, ambientales y legales que se requieren para el desarrollo de losproyectos, tales como el dictamen técnico emitido por un externo, los estudios de factibilidadambiental, los estudios de las condiciones geofísicas de las cuencas de aguas profundas, así como lospermisos correspondientes y estudio de factibilidad legal, que indica que no existe impedimento legalpara su realización, en cumplimiento de los artículos 72 y 139 del Manual de Normas Presupuestariaspara la Administración Pública Federal, así como de los Lineamientos para la Elaboración yPresentación de los Análisis Costo y Beneficio y Proyectos de Inversión, vigentes en las fechas deelaboración de los proyectos de inversión.630

Sector EnergíaResultado Núm. 6Sin ObservacionesEn la evaluación de rentabilidad de los proyectos exploratorios en aguas profundas, denominadosGolfo de México “B”, Golfo de México Sur y Área Perdido, se observó que debido a que nocorresponden a proyectos de inversión autorizados, en lo individual no cuentan con estudios deAnálisis Costo-Beneficio, ya que no corresponden a proyectos productivos e implican un riesgo, por loque no es posible determinar hasta qué punto las inversiones tienen una tasa interna de retorno y seansusceptibles de generar por sí mismos beneficios netos positivos bajo supuestos razonables; debido alo anterior dichos proyectos fueron incluidos en el Proyecto Integral Cantarell como aval, el cual sícuenta con el Análisis Costo-Beneficio, que considera un periodo de operación de 30 años, con unhorizonte desde el mes de enero de 1997 hasta diciembre de 2026, con un monto total de inversiónplaneada de 503,174,135.1 miles de pesos y un importe asignado a la fecha de la auditoría (agosto de2009) de 42,136,352.5 miles de pesos; asimismo, se plantea un monto estimado de mantenimiento yoperación en 471,308,732.7 miles de pesos, por lo que el Costo Total Estimado del Proyecto asciendea 974,482,867.8 miles de pesos.Asimismo, se constató que para la evaluación económica del proyecto se considera una tasa dedescuento del 12.0%, una paridad de 11.2 pesos por dólar, precios estimados de aceite y gas a partirde 2008 a 2026, lo que arroja un Indicador de Rentabilidad a Valor Presente Neto de la Inversión de1,176,265,817.7 miles de pesos, en cumplimiento del Anexo 1 “Niveles de Evaluación e Indicadores deRentabilidad” de los Lineamientos para la Elaboración y Presentación de los Análisis Costo y Beneficioy Proyectos de Inversión, donde se establece la forma de evaluar los proyectos de inversión a nivel deperfil o prefactibilidad, calculando en costo anual equivalente.Resultado Núm. 7Sin ObservacionesPor lo que se refiere al análisis del documento Análisis Costo - Beneficio del Proyecto Integral Lakach-PIDIREGAS, que constituye el primer desarrollo en aguas profundas en México (tirante de agua de988 metros), considera una producción de gas natural, la cual se llevará a cabo a partir del año 2011, yalcanzará una máxima producción de 316 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) en 2013. Lainversión requerida, según dicho documento, para el proyecto es de 19,148,000.0 miles de pesos, dela cual el 83.0% corresponde a inversión estratégica (perforación e instalación de plataformas deproducción y distribución), el 16.0% a inversión operacional y el 1.0% restante a interesescapitalizables.631

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Además, se considera la perforación de un pozo delimitador, 8 pozos de desarrollo, una estructura fijaen un tirante de agua de 180 metros, ubicada en un punto intermedio, para recolectar la producción delos pozos que se encuentran en tirantes de agua más profundos. En esta plataforma fija se comprimiráel gas y será enviado a tierra con las presiones requeridas, vía Lerdo de Tejada Veracruz.En el análisis de sensibilidad sobre inversión, volumen y precio, que muestra dicho documento, losresultados indican que el proyecto generará ganancias a valor presente, a pesar de que la inversiónsufra un aumento de hasta 54.0%, permaneciendo la producción y precio sin variaciones. Asimismo, elproyecto seguirá siendo rentable aun en caso de sufrir una reducción hasta del 35.0% en losvolúmenes de producción, o una reducción en el precio del gas de hasta 33.0 %.Lo anterior cumplió el Anexo 1 “Niveles de Evaluación e Indicadores de Rentabilidad” de losLineamientos para la Elaboración y Presentación de los Análisis Costo y Beneficio y Proyectos deInversión.Resultado Núm. 8Sin ObservacionesCon el análisis de la Cartera del Sistema de Proceso Integral de Programación y Presupuesto (PIPP)registrada por la SHCP, se constató que la inversión del Proyecto Integral Lakach- PIDIREGASconsidera un horizonte de enero de 2009 a diciembre de 2022, por lo que se cuenta con un periodo deoperación de 14 años, con un monto total de inversión planeado de 17,203,681.7 miles de pesos y unimporte asignado a la fecha de la auditoría (agosto de 2009) de 1,834,050.8 miles de pesos. Tambiénplantea un monto estimado de mantenimiento y operación de 1,343,367.9 miles de pesos, por lo que elcosto total estimado del proyecto asciende a 18,547,049.6 miles de pesos.En la evaluación económica que se indica en el documento Análisis Costo-Beneficio del ProyectoIntegral Lakach-PIDIREGAS, se detectó un Indicador de Rentabilidad a Valor Presente Neto deInversión de 9,426,813.7 miles de pesos, donde se consideró una tasa de descuento del 12.0%, unaparidad de 11.2 pesos por dólar, así como los precios estimados de gas a partir de 2008. Asimismo, seplantea la meta: “Perforación de 8 pozos de desarrollo y 2 delimitadores, así como la construcción deinfraestructura productiva”; y un beneficio esperado: “Recuperar una reserva de 650 MMMpc de gasasociado en el periodo 2009-2022 con una producción máxima de 398 mmpcd en el año 2013”. Loanterior en cumplimiento de los numerales 8 y Anexo 1 “Niveles de Evaluación e Indicadores deRentabilidad” de los Lineamientos para la Elaboración y Presentación de los Análisis Costo y Beneficioy Proyectos de Inversión, donde se establece la descripción y evaluación del proyecto, análisis desensibilidad de riesgos.632

Sector EnergíaResultado Núm. 9 Observación Núm. 1En relación con los proyectos de inversión Cantarell (el cual avala los proyectos de exploración consus inversiones) y Lakach-PIDIREGAS, la entidad fiscalizada no proporcionó la información ydocumentación fuente que sirvió de base para la fijación de objetivos y metas de la producción que sealcanzarían con el desarrollo de los proyectos de exploración Golfo de México “B”, Golfo de MéxicoSur y Área Perdido, que se consideraron para el estudio del Análisis Costo-Beneficio de los Proyectosde inversión, por lo que no se acreditó que la información contenida en los análisis costo-beneficio seencuentre sustentada con información confiable y precisa, en incumplimiento del artículo 48 de la LeyFederal de las Entidades Paraestatales; y del numeral 5, sección IV “Del análisis costo-beneficio y sucontenido”, de los Lineamientos para la Elaboración y Presentación de los Análisis Costo y Beneficio yProyectos de Inversión, emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, mediante el oficionúm. 400.1.410.05.064 del 20 de diciembre de 2005, que establecen “El análisis costo-beneficioconsistirá en una evaluación del proyecto a un nivel mínimo de prefactibilidad, conforme a lo señaladoen el Anexo 1, y deberá estar sustentado con información confiable y precisa …”.Con motivo de la presentación de resultados finales, la entidad fiscalizada proporcionó una nota y eldocumento análisis costo-beneficio del Proyecto Cantarell, sin embargo, no evidenció la fuente deinformación que permita relacionar la fijación de objetivos y metas de la producción que se alcanzaríancon el desarrollo de los proyectos de exploración Golfo de México “B”, Golfo de México Sur y ÁreaPerdido, que se encuentra avalado por el proyecto Cantarell, y con relación al proyecto Lakach-PIDIREGAS no remitió información al respecto.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0476-01-002RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca mecanismos de control con el fin de queen lo subsecuente se controle, administre y asegure la documentación fuente que sirvió de base parala fijación de objetivos y metas de la producción que se alcanzarían con el desarrollo de los proyectosde exploración, que se encuentran en el documento Análisis Costo-Beneficio de los Proyectos, encumplimiento del artículo 48 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, y del numeral 5,633

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008sección IV "Del análisis costo-beneficio y su contenido" de los Lineamientos para la Elaboración yPresentación de los Análisis Costo y Beneficio y Proyectos de Inversión.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.Acción Promovida08-9-18T4L-02-0476-08-001Promoción de Responsabilidad Administrativa SancionatoriaLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 79, fracciónIV, párrafo primero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción I, 15,fracción XV, y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de laFederación, solicita que el Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción, en elámbito de sus atribuciones, realice las investigaciones pertinentes y, en su caso, inicie elprocedimiento administrativo para el fincamiento de las responsabilidades administrativassancionatorias que se deriven de los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestiónno presentaron evidencia de la documentación fuente que sirvió de base para la fijación de objetivos ymetas de la producción que se alcanzarían con el desarrollo de los proyectos de exploración Golfo deMéxico "B", Golfo de México Sur y Área Perdido, que se encuentran en el documento análisis costobeneficiode los proyectos de inversión Cantarell (el cual avala los proyectos de exploración con susinversiones) y Lakach-PIDIREGAS, por lo que no se acreditó que la información contenida en losanálisis costo-beneficio se encuentre sustentada en información precisa y confiable, en incumplimientodel artículo 48 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales; y del numeral 5, sección IV "Delanálisis costo-beneficio y su contenido", de los Lineamientos para la Elaboración y Presentación de losAnálisis Costo y Beneficio y Proyectos de Inversión, emitidos por la Secretaría de Hacienda y CréditoPúblico, mediante el oficio núm. 400.1.410.05.064 del 20 de diciembre de 2005.El Órgano Interno de Control en Pemex Exploración y Producción proporcionará a la Auditoría Superiorde la Federación la respuesta correspondiente.634

Sector EnergíaResultado Núm. 10Sin ObservacionesSe constató que Pemex Exploración y Producción cuenta con el Programa de Trabajo 2007-2012, elcual establece un objetivo estratégico del proceso de exploración: “Mejorar los resultados exploratoriospara alcanzar una relación reserva probada con relación a la producción de cuando menos 10 años”, yla meta: “Mejorar los resultados exploratorios y de desarrollo de reservas para alcanzar una tasa dereposición de reservas probadas de 100.0% en el año 2012, y recuperar gradualmente una relaciónreserva con relación a la producción de al menos 10 años”, en cumplimiento del artículo 48 de la LeyFederal de las Entidades Paraestatales.Resultado Núm. 11 Observación Núm. 1En el análisis del apartado “Plan de Ejecución del Proyecto”, contenido en el documento AnálisisCosto-Beneficio del Proyecto Integral Cantarell, de agosto de 2007, se observó que la entidadfiscalizada estimó las metas de estudios por realizar, pozos a terminar y las reservas a incorporar en elperiodo de 2008 a 2012, de los proyectos de exploración en yacimientos de aguas profundas, de loscuales se constató que en el proyecto de Área Perdido no se consideró realizar alguna actividad deperforación de pozos ni de adquisición de estudios sísmicos, tampoco se proyectaron metas niresultados para ese año; sin embargo, en el ejercicio 2008 erogó recursos por 83,727.3 miles depesos, para realizar tres estudios de geociencias y de apoyo a pozos, así como estudios de sísmicadimensional para un área de 4,844 Kms, y procesados tridimensionales en una área de 5,000 Km2.En cuanto al proyecto exploratorio Golfo de México Sur, señalado en el documento Análisis Costo-Beneficio del Proyecto Integral Cantarell, se estimaron metas de 2009 a 2012, como a continuación seindica: 7 pozos exploratorios, 814 millones de barriles de pies cúbicos equivalentes de reservas porincorporar, y estudios de sísmica tridimensional, para un área de 6,750 Km2; al respecto, se observóque aun cuando no se programaron actividades para el ejercicio 2008, se realizaron cuatro estudios degeociencias y de apoyo a pozos; estudios de sísmica tridimensional, en una área de 8,613 Km2 yprocesados tridimensionales de un área de 7,278 Km2.Cabe mencionar que con motivo de la exposición de resultados preliminares y finales, la entidadfiscalizada presentó el Programa de Operación Anual del ejercicio 2008, elaborado por la RegiónNorte, en el ámbito de actividades de los proyectos exploratorios Área Perdido y Golfo de México Sur,en los cuales se estima llevar a cabo estudios exploratorios tanto por cantidad, como por áreas porinvestigar en el mismo ejercicio de 2008, situación que no corresponde con lo presentado en elapartado “Plan de Ejecución del Proyecto”, señalado en el documento Análisis Costo-Beneficio del635

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Proyecto Integral Cantarell, de agosto de 2007, por lo que no existe una vinculación entre losprogramas anuales y la programación contenida en los proyectos de inversión y las funciones de laentidad fiscalizada no se realizan de manera articulada y congruente, en incumplimiento del artículo59, fracción V, de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.Asimismo, señalaron que de acuerdo al ciclo de planeación establecido en PEP, la generación de unacartera de proyecto y la elaboración de documentos costo-beneficio, se realiza en diferentes tiempos;por lo que el citado documento costo beneficio de Cantarell enviado a la SHCP en 2007, se realizó conuna visión del 2006, la cual en ese momento no consideró el Programa Estratégico 2007-2015 de PEPque fue presentado en el mes de abril de 2007 y en especial el realizar actividades exploratorias enaguas profundas, sin embargo, la entidad fiscalizada, no señala en su argumentación, que de acuerdocon el cronograma de actividades, el documento análisis costo beneficio lo empezó a realizar en elmes de junio de 2007, es decir, para esta fecha ya tenia el conocimiento del requerimiento delPrograma Estratégico 2007-2015 con dos meses de anticipación, la cual incluía realizar las actividadesde exploración en aguas profundas; además realizó su ciclo de planeación sin tener un lineamientoautorizado, como se indica en el primer resultado del informe.Acción Promovida08-1-18T4L-02-0476-01-003RecomendaciónLa Auditoría Superior de la Federación, con fundamento en lo establecido en los artículos 79, fracciónII, párrafo tercero, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 13, fracción II, 15,fracción XV, y 88, fracción VIII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación,recomienda que Pemex Exploración y Producción establezca medidas de control y coordinación, a finde que la programación anual de actividades a desarrollar por las diversas regiones que integran a laentidad fiscalizada sean acordes con las metas y objetivos establecidos en los proyectos de inversión,en cumplimiento del artículo 59, fracción V, de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.Pemex Exploración y Producción presentará a la Auditoría Superior de la Federación, en un plazomáximo de 30 días hábiles contados a partir de su notificación, la información y las consideracionespertinentes.636

Sector EnergíaResultado Núm. 12Sin ObservacionesPara el proyecto exploratorio Golfo de México “B”, señalado en el documento Análisis Costo-Beneficiodel Proyecto Integral Cantarell, se programaron en el ejercicio 2008 las siguientes metas: 1 pozoexploratorio, 35 millones de barriles de pies cúbicos equivalentes de reservas por incorporar, yestudios de sísmica tridimensional en un área de 4,958 Km2, de los cuales se alcanzaron lassiguientes: Se realizaron tres pozos exploratorios y se llevó a cabo un estudio de sísmicatridimensional en una área de 5,242 Km2, de un área programada de 4,958 Km2; sin embargo, no sealcanzaron los resultados esperados en cuanto a reservas esperadas, ya que de los tres pozosperforados (Tamil-1, Chelem-1 y Tamha-1), sólo el primero fue productor clasificado como de aceite,pero no incrementó la reserva probada, ya que la entidad fiscalizada no lo consideró económicamentefactible.Por otra parte, en el documento Análisis Costo-Beneficio del Proyecto Integral Lakach-PIDIREGAS, laentidad fiscalizada estimó que dicho proyecto aportará producción de gas a partir del ejercicio fiscal2011, con la producción de 8 pozos de desarrollo, por lo que se estima que el proyecto generaráingresos por la venta de gas, a partir de ese año, por 46,394,000.0 miles de pesos durante todo elperiodo de vida, el cual se prolongará hasta el año 2022, en tal virtud, no fue posible verificar elcumplimiento de producción en el ejercicio 2008.Además, durante 2008 la entidad fiscalizada llevó a cabo un estudio integral de geociencias y deapoyo a pozos, por un monto de 196,252.0 miles de pesos, por lo que cumplió con el plan de llevar acabo un estudio para el modelado de geociencias e ingeniería petrolera para analizar y planear laejecución de desarrollo y explotación de yacimientos petroleros desde su caracterización y desarrollo,recuperación secundaria y mejorada hasta su abandono, en cumplimiento de los artículos 9 de la Leyde Planeación; y 48 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, y 15 de su reglamento.Resultado Núm. 13Sin ObservacionesEn relación con el renglón del gasto 314 “Servicios de Apoyo a la Perforación”, se revisaron 56contratos de obra pública por un importe de 107,287.4 miles de pesos, por corresponder a trabajos deexploración en aguas profundas, de los cuales se constató que cumplieron con las características yespecificaciones solicitadas, así como con las condiciones legales, técnicas y económicas requeridas,formalizadas de acuerdo con las justificaciones de requerimiento, basados en servicios de apoyodirecto a la perforación, reparación y terminación de pozos; cementaciones en la perforación,reparación y terminación de pozos; fluidos en la perforación, reparación y terminación de pozos;637

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008servicios con embarcaciones de apoyo directo a la perforación de pozos; de perforación direccional yconvencional; de estimulación – fracturamiento; registros y disparos en la perforación, de árbol deválvulas, en cumplimiento de las memorias justificativas, así como en los artículos 24 de la Ley deObras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y 11 de su reglamento.Resultado Núm. 14Sin ObservacionesEn 1995 la entidad fiscalizada adoptó como criterios para el cálculo de las reservas de hidrocarburosde los campos de México los lineamientos internacionales de la Society of Petroleum Engineers (SPE),la American Association of Petroleum Geologist (AAPG) y el World Petroleum Council (WPC). Durante2002, con el propósito de alinearse a las prácticas internacionales en términos de reservas probadas,PEP incluyó en sus procedimientos para la cuantificación de reservas, los lineamientos establecidospor la Security and Exchange Commission (SEC); de esta forma, las estimaciones de reservas dehidrocarburos reportadas a partir del 1º de enero de 2003, se realizan de acuerdo con los lineamientosde la SEC para reservas probadas y con los de SPE/AAPG/WPC para la cuantificación de reservasprobables y posibles.En este sentido y con el propósito de constatar la certificación de las reservas probadas, en la sesiónordinaria núm. 100 del Consejo de Administración de Pemex Exploración y Producción del 13 de abrilde 2004, se emitió el acuerdo núm. CAPEP-016/04, en el que se autorizó certificar las reservasevaluadas por los profesionales de PEP mediante compañías consultoras de reconocido prestigiointernacional, conforme a las normas y leyes en la materia y llevar a cabo la certificación de lasreservas de hidrocarburos con una periodicidad anual, a partir de esa fecha.Al respecto, la entidad fiscalizada adjudicó directamente a las compañías Netherland, SewellInternational, S. de R.L. de C.V. y Degolyer and Macnaughton, los contratos números 420218829 y420218831, por un monto de 1,539.6 miles de dólares americanos, y 2,049.6 miles de dólaresamericanos, respectivamente; para los servicios de certificación de los volúmenes y reservas dehidrocarburos de los campos petroleros ubicados en las regiones marinas Noreste y Suroeste, encumplimiento de los artículos 41 y 42, fracción XI, de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas.Como resultado de los estudios realizados por las compañías antes señaladas, al 1 de enero de 2009se determinaron en el ámbito regional un total de reservas probadas (1P), probadas y probables (2P) yprobadas, probables y posibles (3P) de hidrocarburos, como se indica a continuación:638

Sector EnergíaReservas de hidrocarburos determinadas en la Región Marina NoresteCategoríapor la compañía Netherland, Sewell International, S. de R.L. de C.V.Reservas Determinadas al 1 de enero de 2009CondensadAceite CrudoPlant Liquids Dry Gaso(MMBBL)(MMBBL) (MMBOE)(MMBBL)BOE(MMBBL)Total probadas (1P ) 5,919.3 256.1 183.0 353.9 6,712.3Probada + probable (2P) 8,763.8 298.2 213.9 413.5 9,689.4Probada + probable + posible(3P)11,656.6 368.9 256.6 503.7 12,785.9MMBBL: Volúmenes expresados en millones de barriles y cada barril es equivalente a 42 galones de losE.U.MMBOE: El volumen esta expresado en millones de barriles de Petróleo Crudo equivalenteBOE:Barriles de Petróleo equivalenteReservas de hidrocarburos determinadas en la Región Marina Suroestepor la compañía Degolyer and MacnaughtonCategoríaAceitecondensado(Mbbl)Reservas estimadas al 1 de enero de 2009NGL(Mbbl)Venta de Gas(MMcf)Totalequivalente enlíquido (Mbbl)Total probadas (1P ) 1,213,922 221,246 2,386,002 1,893,933Probada + probable (2P) 2,223,166 367,570 4,369,177 3,430,812Probada + probable + posible (3P) 3,301,916 509,654 7,165,767 5,189,357Nota: Las cifras se encuentran expresadas en miles de barriles (Mbbl) y en millones de pies cúbicos(MMcf).Asimismo, se constató que las cifras reportadas en los informes de reservas de hidrocarburos,certificadas por las compañías Netherland, Sewell International, S. de R.L. de C.V. y Degolyer andMacnaughton, se clasifican también por campo e incluyen las reservas de Lakach-1, Lalail-1, Noxal-1(Región Marina Suroeste) y Nab-1 (Región Marina Noreste), que están considerados dentro de aguasprofundas, en cumplimiento de los lineamientos de la Security and Exchange Commission parareservas probadas y de los SPE/AAPG/WPC para la cuantificación de reservas probables y posibles,como se menciona a continuación:639

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Reservas determinadas en los campos Lakach-1, Lalail-1, Noxal-1 (Región Marina Suroeste)Y Nab-1 (Región Marina Noreste)Reservas estimadas 1/CategoríaLakach * Lalail * Noxal * Nab **Probadas 283.778 0.0 MMMPC0MMMPC (Gas) ( Gas)Económicamente no esProbables 450.046229.950rentable0MMMPC (Gas) MMMPC (Gas)Posibles33.736 MMBLS(Petróleo condensado)640.741MMMPC (Gas)478.842MMMPC (Gas)383.625MMMPC (Gas)2.710MMMPC(gas)DE: 1/ Reservas de Gas en miles de millones de pies cúbicos (MMMPC); y reservas de aceite enmillones de barriles (MMBLS)* Documento “Reporte de Reservas certificadas de Pemex Exploración y Producción RegiónMarina Suroeste, 1 de enero de 2009” elaborado por la Compañía Degolyer and Macnaughton.** Documento “Estimación de Reservas y su posible determinación de Pemex Exploración yProducción, en la certificación de aceite y gas de la Región Marina Noreste al 31 de diciembrede 2008”, elaborado por la Compañía Netherland, Sewell International, S. de R.L. de C.V.Lo anterior cumplió los numerales 4.2.1 Reservas probadas; 4.2.2.1 Reservas probables; 4.2.2.2Reservas posibles y 10.2 Certificación de reservas por compañías de servicio, establecidos en losLineamientos para la Estimación y Clasificación de las Reservas de Hidrocarburos, emitidos por laSubdirección de Planeación y Evaluación de Pemex Exploración y Producción, en junio de 2004, asícomo de la sección II “Guidance About Disclosures” y apartado 3 “Definition of Proved Reserves”, delos Lineamientos Internacionales establecidos por la SEC para reservas probadas y a los deSPE/AAPG/WPC para la cuantificación de reservas probables y posibles.Resultado Núm. 15Sin ObservacionesAdemás, se revisaron los contratos 421006823, 423057610 y 420407838, en relación con el procesode adjudicación, recepción de los servicios y bienes adquiridos, pago y registro contable ypresupuestal, determinando que el primero se adjudicó para la prestación del servicio dearrendamiento sin opción de compra de una plataforma de perforación marina tipo semisumergibles; elsegundo para la adquisición de cabezales submarinos de alta capacidad, con sistema para perforarpozos exploratorios en aguas profundas, incluido su personal, y el tercero para los servicios delevantamiento, procesado básico, interpretación e integración de datos electromagnéticos coninformación geológica – geofísica con tecnología de vanguardia SBL (Seabed Loging), para detectar lapresencia de hidrocarburos; al respecto, se comprobó que antes de la adjudicación, contaron con la640

Sector Energíadisponibilidad y autorización presupuestal, de conformidad con los artículos 35 de la Ley Federal dePresupuesto y Responsabilidad Hacendaria; 25 de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos yServicios del Sector Público, y 24 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con lasMismas.Resultado Núm. 16Sin ObservacionesSe constató que el contrato número 421006823 se adjudicó mediante la Licitación PúblicaInternacional TLC núm. 18575088-027-06, al proveedor Mexdrill Offshore, S. de R.L. de C.V., el 16 denoviembre de 2006, cuyo objeto fue el arrendamiento sin opción de compra de una plataforma deperforación marina tipo semisumergible para operar en tirante de agua nominal mínimo de 3000’ (tresmil pies), denominada “Ocean Voyager”, con capacidad de perforación mínima de 25,000’ (veinticincomil pies) de profundidad, incluida la tripulación para su operación, su mantenimiento integral y elsistema R.O.V., para operar en aguas mexicanas del Golfo de México, en cumplimiento de losartículos 26, fracción I, 27 y 28, fracción II, inciso a, de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos yServicios del Sector Público, vigente para el ejercicio de 2006.Se comprobó que las convocatorias cumplieron con los requisitos mínimos establecidos, se publicaronen el Diario Oficial de la Federación y se registraron en el sistema de COMPRANET, en cumplimientode los artículos 29 y 30 de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.Asimismo, la entidad fiscalizada emitió las bases de las licitaciones públicas internacionales, en lasque se especificaron, entre otros datos, la hora y el lugar de la junta de aclaraciones, descripción delos servicios, presentación de apertura de proposiciones, plazo y condiciones de entrega,comunicación de fallo, el tipo y monto de las garantías, la forma de acreditar al licitante, la existencia ypersonalidad jurídica; además, se constató que en relación con las juntas de aclaraciones se realizaronlas actas correspondientes, en cumplimiento de los artículos 31, 32 y 33 de la Ley de Adquisiciones,Arrendamientos y Servicios del Sector Público, vigente a la fecha del proceso.Se verificó que la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos de la entidad fiscalizada efectuó lapresentación y apertura de las proposiciones de los proveedores y se emitieron los falloscorrespondientes, con los argumentos que determinaron las propuestas aceptadas y las causas por lasque se desecharon las otras, de conformidad con los artículos 34, 35, 36 y 37 de la Ley deAdquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público, vigente a la fecha del proceso.641

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Resultado Núm. 17Sin ObservacionesRespecto del cumplimiento en la prestación de servicios del contrato 421006823, adjudicado alProveedor Mexdrill Offshore, S. de R.L. de C.V. se detectó que en el ejercicio 2008 se ejecutaron losservicios con cargo en el Proyecto de Exploración Golfo de México “B” por un monto facturado de109,565.7 miles de dólares, equivalentes a 1,245,372.0 miles de pesos; asimismo, se comprobó que laentidad fiscalizada celebró dos convenios modificatorios, y de acuerdo con el convenio modificatorionúmero dos, el proveedor debió iniciar operaciones el 10 de agosto de 2007; sin embargo, inicióoperaciones tres meses después de la fecha establecida en dicho convenio (10 de noviembre de2007), y fue en la séptima estimación del mes de enero de 2008, cuando la entidad fiscalizadapenalizó al proveedor con 3,082.0 miles de dólares equivalentes a 33,240.9 miles de pesos, al tipo decambio de 10.7855 pesos por dólar, en cumplimiento de la cláusula quinta “Penas Convencionales yDeducciones” del contrato de referencia.Resultado Núm. 18Sin ObservacionesEn relación con el contrato número 423057610 del 22 de febrero de 2008, formalizado con la empresaVetco Gray de México, S.A. de C.V., para la adquisición de cabezales submarinos de alta capacidadde la marca VETCO, con sistema para perforar pozos exploratorios en aguas profundas, incluyendo laasistencia técnica en el armado, manejo, instalación y pruebas de los mismos, en las regionesmarinas, con importe mínimo de 5,835.2 miles de dólares y máximo de 8,752.8 miles de dólares, secomprobó que se adjudicó mediante el Procedimiento de Adjudicación Directa núm. B305700322, y norequirió la dictaminación del Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público(CAASSP) de Pemex Exploración y Producción, por tratarse de bienes para los cuales no existensustitutos técnicamente razonables, en cumplimiento de los artículos 22, fracción II, 26, fracción III, 41,fracción I, y 47 de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.En el ejercicio 2008 se ejerció por concepto del presente contrato un monto de 27,087.1 miles depesos en el proyecto exploratorio de Golfo de México “B” (Pozo exploratorio Tamha-1), de conformidadcon lo contratado.642

Sector EnergíaResultado Núm. 19Sin ObservacionesEn relación con el proceso de adjudicación del contrato número 420407838, formalizado con elproveedor Electromagnetic Geoservices ASA, el 14 de diciembre de 2007, por un monto de 9,536.0miles de dólares y un plazo de 166 días naturales, cuyo objeto fue la prestación de los servicios delevantamiento, procesado básico, interpretación e integración de datos electromagnéticos coninformación geológica – geofísica, preexistente en las áreas de estudio, mediante la nueva tecnologíade vanguardia SBL (Seabed Loging), para detectar la presencia de hidrocarburos prospectos,identificados por PEP en aguas profundas del Golfo de México (Golfo de México “B”, Golfo de MéxicoSur y Área Perdido), se comprobó que dicho contrato fue adjudicado mediante el Procedimiento deAdjudicación Directa núm. CPEP-SV-R-D-58/07, dictaminado por el Comité de Obras Públicas dePemex Exploración y Producción (COPPEP), en su sesión ordinaria número 15 del día 2 de octubre de2007, en virtud de que esta empresa cuenta con la patente de los servicios, en cumplimiento de losartículos 4, fracción III, 27, fracción III, 41, y 42, fracción I, de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas.El 30 de mayo de 2008, PEP y la empresa Electromagnetic Geoservices ASA, celebraron el conveniomodificatorio 1 (adicional de monto y plazo), con objeto de ampliar la cantidad de los servicios ykilómetros de las partidas 1, 2, 3 y 4, por un total de 3,614.1 miles de dólares, lo que significó unaumento del 37.9% respecto del monto original (9,521.6 miles de dólares), por lo que el nuevo montototal ascendió a 13,135.7 miles de dólares. Asimismo, se incrementó el plazo en 93 días naturales, loque representó un aumento de 56.0% respecto del plazo original del contrato de 166 días (plazo totalde 259 días naturales), con un periodo del 31 de mayo al 31 de agosto de 2008, de conformidad con lacláusula décima tercera del contrato, y los artículos 59 de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas y 72 de su reglamento.Resultado Núm. 20Sin ObservacionesLos tres contratos revisados cuentan con los siguientes datos: número de oficio de autorizaciónpresupuestal para cubrir el compromiso derivado del contrato y sus anexos, la indicación delprocedimiento conforme al cual se llevó a cabo la adjudicación del contrato, objeto, monto, plazo deejecución de los trabajos, garantías, anticipos, penalizaciones económicas y penas convencionales,procedimiento de ajuste de costos, entre otros, en cumplimiento de los artículos 45 de la Ley deAdquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público; 46 de la Ley de Obras Públicas yServicios Relacionados con las Mismas, y 49 de su reglamento.643

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Los contratos se formalizaron dentro de los plazos estipulados y contienen las firmas de revisión delárea jurídica, técnica y administrativa y la aceptación de los proveedores, así como la firma deautorización de los servidores públicos de Pemex Exploración y Producción, de conformidad con losartículos 46 de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público, y 47 de la Leyde Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.Asimismo, la entidad fiscalizada solicitó a los proveedores a quienes se les adjudicaron los contratos,el escrito firmado bajo protesta de decir verdad de encontrarse al corriente de sus obligacionesfiscales, de conformidad con el artículo 32-D del Código Fiscal de la Federación.Resultado Núm. 21Sin ObservacionesCon la revisión de los contratos seleccionados núms. 421006823, 423057610 y 420407838, por unimporte ejercido de 1,245,372.0 miles de pesos; 27,087.1 miles de pesos, y 140,707.5 miles de pesos,respectivamente; se determinó que los bienes y servicios se recibieron de acuerdo con los plazosestablecidos en los contratos o sus respectivos convenios modificatorios, y se constató la recepción delos trabajos mediante las estimaciones, bitácoras de servicio, órdenes de trabajo, Certificados deAceptación de Bienes y Servicios (CABYS) o las Codificaciones de Pagos y Descuentos (COPADE´S),en cumplimiento del artículo 241 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria. Asimismo, se constató que los contratistas emitieron la facturación correspondiente, lacual cumplió con los requisitos fiscales establecidos en los artículos 29 y 29-A del Código Fiscal de laFederación.Resultado Núm. 22Sin ObservacionesSe verificó que la entidad fiscalizada efectuó el registro contable-presupuestal de los gastos revisadosde los contratos números 421006823, 423057610 y 420407838, por 1,413,166.6 miles de pesos, en lacuenta de resultados deudora de egresos número 6207 "Gastos de Inversión", de acuerdo con laMatriz Contable-Presupuestal de la Gerencia Corporativa de Contabilidad, aplicable en el ejercicio de2008 y autorizada por la SHCP, con el oficio 309-A-II-a-015 del 27 de enero de 2005, vigente para elejercicio de revisión, así como los artículos 87, 89 y 90 de la Ley Federal de Presupuesto yResponsabilidad Hacendaria, y 234 y 235 de su reglamento.644

Sector EnergíaResumen de Observaciones y Acciones PromovidasEn resumen, se promovió(eron) 3 observación(es) que generó(aron) 4 acción(es); la(s) cual(es)corresponde(n): 3 a Recomendación(es) y 1 a Promoción(es) de Responsabilidad AdministrativaSancionatoria.DictamenCon motivo de la auditoría practicada en Pemex Exploración y Producción, en relación con el Proyectode Exploración y Explotación en Aguas Profundas, cuyo objetivo consistió en fiscalizar los estudios yproyecciones financieras previstas para la exploración y explotación de las reservas establecidas enaguas profundas, con la finalidad de verificar que se hayan determinado de acuerdo con lascondiciones geofísicas y tecnológicas disponibles y confirmar la factibilidad económica de suaplicación; comprobar que los resultados obtenidos correspondan con los proyectados, y en su caso,evaluar las desviaciones y efectos sobre la rentabilidad de las inversiones; asimismo, constatar que lacuantificación de las reservas probadas se haya realizado de acuerdo con las normas internacionalesestablecidas; al respecto, se determinó fiscalizar un monto de 1,413,166.6 miles de pesos, querepresenta el 100% del total ejercido de los contratos núms. 420407838, 421006823 y 423057610 yreportado en 2008 para realizar trabajos de exploración en aguas profundas.La fiscalización se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuyaveracidad es responsable y atendiendo a los ordenamientos legales, las disposiciones normativasaplicables a la naturaleza de las operaciones revisadas y a la normativa institucional para lafiscalización de la gestión gubernamental, las cuales requieren que la auditoría sea planeada ydesarrollada de tal manera que permita obtener una seguridad razonable de que lo revisado, deacuerdo con el objetivo y alcance de la auditoría, no presenta errores importantes. En consecuencia,existe una base razonable para sustentar la opinión que se refiere sólo a la muestra de lasoperaciones revisadas.La Auditoría Superior de la Federación considera que, en términos generales y respecto de la muestraantes señalada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicablesa la elaboración y presentación de los documentos Análisis Costo - Beneficio de los proyectos deinversión relacionados con los trabajos en aguas profundas, con el proceso de cuantificación de lasreservas probadas, y de adjudicación, recepción de los servicios, pago, comprobación de gasto y elregistro presupuestal y contable de los servicios respecto de las operaciones examinadas, excepto porlos resultados con observación que se precisan en el apartado correspondiente de este informe y que645

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008se refieren principalmente a que la entidad fiscalizada no evidenció la documentación fuente que sirvióde base para la fijación de objetivos y metas de la producción de los proyectos de exploración Golfo deMéxico "B", Golfo de México Sur y Área Perdido, por lo que no se acreditó que la informacióncontenida en los documentos Análisis Costo-Beneficio se encuentre sustentada con informaciónconfiable y precisa, y se constató que las funciones no se realizan de manera articulada y congruente,ya que no existe una vinculación entre los programas anuales y la programación contenida en losproyectos de inversión.Comentarios de la Entidad FiscalizadaEs importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) paraaclarar y/o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada conel fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observacionespreliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación y que les dio a conocer estaentidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.Resultado 1Se menciona ya que el procedimiento se encuentra en etapa de revisión de las áreas de laSubdirección de Planeación y Evaluación, para su posterior registro. Se anexa copia del documento“PROCEDIMIENTO ADMINISTRATIVO PARA LA DOCUMENTACION DEL PORTAFOLIO DEPROYECTOS DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN”.Resultado 9Relativo a no evidenciar la documentación fuente para la fijación de objetivos y metas de la producciónque se alcanzaran en los proyectos Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido, que seencuentran en el documento Análisis Costo Beneficio de los Proyectos, …En los documentos de Análisis Costo Beneficio de los Proyectos no se comprometen metas deproducción de proyectos exploratorios, solo consideran actividades físicas dado que son proyectos quetienen por objetivo encontrar reservas que serán desarrolladas más adelante cuando estas seanconfirmadas y evaluadas. La producción de hidrocarburos que se incluyen en los documentosmencionados corresponde a proyectos de desarrollo exclusivamente.Sin embargo, no existe impedimento que cada proyecto exploratorio realice estimaciones de la posibleproducción que puede obtenerse si se desarrollan las reservas que eventualmente se incorporen.646

Sector EnergíaSe anexa el documento de Análisis Costo Beneficio de Cantarell, donde no se documenta producciónde proyectos exploratorios.Resultado 11En complemento a la respuesta anterior que se dio a este numeral, se comenta que de acuerdo al ciclode planeación establecido en PEP, la generación de una cartera de proyectos y la elaboración dedocumentos costo beneficio, se realizan en diferentes tiempos, adicionalmente, en el segundotrimestre de 2008, PEP generó su Programa Estratégico para cumplir con los nuevos retos deproducción y evaluación de recursos prospectivos. En la siguiente figura se muestra la cronología delos eventos referidos y el texto explicativo de los acontecimientos:2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8e f mamj j a s o n d e f mamj j a s o n d e f m a m j j a s o n d1 2 3 64 51.‐ Emisión lineamientos de ciclo de planeación2.‐ Documentación de cartera 2008‐20323.‐ Inicio de elaboración del documento Costo Beneficio de Cantarell 2007, y envío a SHCP para su autorización4.‐ Elaboración del Programa Estratégico de PEP 2007‐20155.‐Presentación y autorización del Programa Estratégico de PEP en la sesión CAPEP‐1176.‐Emisión de lineamientos del nuevo ciclo de planeación Cartera 2009‐20331 y 2.- De acuerdo a los ciclos de planeación las carteras son documentadas en el primer trimestre delaño anterior a la cartera que se trate, es decir la cartera 2008-2032 fue documentada en el primertrimestre de 2007 con base en los lineamientos emitidos en octubre de 2006.3.- El inicio del documento costo beneficio de Cantarell 2007 fue en el mes de junio, considerando lacartera 2008-2032 y que fue enviado a la Secretaria de Hacienda para su autorización en el mes deagosto4.- Por otro lado con la finalidad de buscar alternativas que ayuden a evaluar el potencial de losrecursos prospectivos del país, incrementar la incorporación de reservas y mantener los niveles deproducción, durante el segundo trimestre de 2007 Pemex Exploración y Producción realizó el647

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008Programa Estratégico de PEP 2007-2015, en el cual se establecieron las siguientes metasrelacionadas con la función de exploración:Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo y mantenerla en CuencasrestantesFortalecer la cartera de oportunidades exploratoriasMejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimientoComo puede observarse una de las principales acciones es intensificar la actividad exploratoria en elGolfo de México Profundo, ya que en esta cuenca de acuerdo a estudios geocientíficos es donde setiene el mayor recurso prospectivo.5.- El Programa Estratégico de PEP 2007-2015 fue presentado al consejo de administración de PEPen la sesión CAPEP-117 en el mes de julio de 2007 y una vez autorizado se procedió a realizar losajustes a los programas operativos de los proyectos Área Perdido y Golfo de México Sur con lafinalidad de intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo, estos ajustes severían reflejados en las carteras y programas de los siguientes años.6.- Inicio del nuevo ciclo de planeación para la cartera 2009-2033 con la emisión de lineamientos en elúltimo trimestre de 2007.Con base a lo anterior, el documento costo beneficio de Cantarell enviado a la SHCP en 2007, serealizó con una visión del 2006, la cual en ese momento no consideraba el programa estratégico dePEP y en especial el de intensificar la actividad exploratoria en aguas profundas, iniciando conadquisición de información geológica-geofísica y estudios de gabinete y procesamiento sísmico.648